rapport d'enquête sur l’impact économique, industriel et environnemental des énergies renouvelables, sur la transparence des financements et sur l’acceptabilité sociale des politiques de transition énergétique — Tome III

Mme Béatrice Santais. C’est toujours difficile à mesurer et il faut trouver les sujets qui touchent les gens dans leur quotidien. Quand on installe du solaire et que cela réduit la consommation et la facture d’énergie à la fin du mois, on touche très fortement les gens. Nous, on s’intéresse maintenant à un nouveau sujet – tout en continuant l’énergie solaire – celui de l’alimentation. Nous sommes en train d’imaginer le projet d’une régie agricole communale. Nous sommes propriétaires de quelques terrains qui pourraient nous permettre d’installer un agriculteur, pourquoi pas en régie, pour fournir notre cuisine publique qui prépare environ 700 repas par jour pour les enfants des écoles et des centres de loisirs, pour les personnes âgées avec le portage à domicile et pour les salariés de la ville. Si nous pouvions – comme cela se fait déjà dans certaines communes – fournir les légumes de ce restaurant, je crois que l’on toucherait la population. Nous avons déjà testé notre idée auprès des parents d’élèves. Nous faisons déjà des efforts pour nous fournir en bio et en local mais si l’on pouvait apporter nos propres légumes, je vous assure que l’on toucherait vraiment les gens car il s’agit de quelque chose d’essentiel et fondamental pour eux. Toutes les politiques de développement durable et de transition écologique passeront par ces sujets qui concernent les gens au quotidien.

La question de la mobilité, dans un secteur rural comme celui de notre communauté de communes, touche aussi beaucoup les gens et a de gros impacts sur l’environnement et sur la qualité de l’air en particulier. Là aussi, nous avons des solutions complexes à trouver pour le milieu rural et nous y travaillons au sein de la communauté.

Mme Stéphanie Daboval. À Fruges, nous constatons que les gens sont plus attentifs au recyclage des ordures ménagères. Ils recyclent plus facilement leurs bouteilles.

M. Vincent Thiébaut, président. Je vous remercie.

L’audition s’achève à douze heures quarante.

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40. Audition, ouverte à la presse, de M. Sébastien Schwenen, professeur assistant au Centre sur les marchés de l’énergie de l’Université de Munich (25 juillet 2019)

L’audition débute à neuf heures.

M. Vincent Thiébaut, président. Je vous prie de bien vouloir excuser l’absence du président Julien Aubert et de Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure, retenus par l’examen du projet de loi relatif à l’énergie et au climat.

Pour commencer notre journée d’auditions sur les comparaisons internationales, nous recevons M. Sebastian Schwenen, professeur assistant au Centre sur les marchés de l’énergie de l’université de Munich. Vous êtes spécialiste en économie de l’énergie et de l’environnement et avez coécrit avec votre collègue, Mme Chloé Le Coq – que nous entendrons après vous –, plusieurs articles sur la régulation des prix sur le marché de l’électricité. Cette audition, en anglais, fera l’objet d’une traduction.

Notre commission d’enquête arrive à la fin de son programme d’auditions. Aujourd’hui, nous nous attachons à comparer les choix de transition énergétique de l’Allemagne, de la Suède et du Portugal.

L’Allemagne a choisi un modèle qui fait reposer la charge du soutien aux énergies renouvelables sur le consommateur – sa facture d’électricité a quasiment doublé en dix ans. En tant qu’économiste, quelle appréciation portez-vous sur les choix allemands de transition énergétique, qu’il s’agisse des énergies renouvelables – essentiellement éolien et photovoltaïque – subventionnées, de la sortie de l’énergie nucléaire et du coût induit, des choix fiscaux opérés dans la loi allemande sur les énergies renouvelables (Erneuerbare Energien Gesetz - EEG) ? Selon l’Institut économique de Düsseldorf, le coût total s’élèverait à 520 milliards d’euros jusqu’en 2025.

Quelles seront les incidences de la réforme de la loi EEG intervenue en 2017 sur le développement des énergies renouvelables ? Elle retient notamment le mécanisme de l’appel d’offres pour le soutien aux producteurs d’électricité.

Le fonds spécial énergie-climat (Energie-und-Klimafonds-EKF) créé en 2010 vise à soutenir la transition énergétique et la lutte contre le changement climatique. Pouvez-vous nous préciser son fonctionnement ?

Nous allons vous donner la parole pour un exposé liminaire d’une vingtaine de minutes. Puis, les membres de la commission vous interrogeront.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, je suis dans l’obligation de vous demander de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Veuillez lever la main droite et dire : « Je le jure ».

(M. Sebastian Schwenen prête serment).

M. Sebastian Schwenen, professeur assistant au Centre sur les marchés de l’énergie de l’Université de Munich. Je suis ravi d’être parmi vous. En guise d’introduction, j’ai préparé quelques diapositives sur la transition énergétique en Allemagne, afin que vous disposiez d’une vue d’ensemble de la situation actuelle.

Ma première diapositive explique notre présence ici : la transition énergétique n’est pas une fin en soi ; le véritable problème, ce sont les émissions de CO2. Or ces dernières ont principalement augmenté à cause de l’homme, comme le souligne le graphique gris, alors que les émissions naturelles – celles des forêts –, en jaune, sont quasi stables.

Pourquoi, en Europe et en Allemagne, a-t-on commencé par décarboner le marché de l’électricité ? Cet histogramme du cabinet McKinsey l’expose clairement. La colonne à l’extrême gauche représente les émissions européennes en 1990 et celle de droite, les objectifs pour 2050 – une baisse de 80 à 85 %. En 2010, le secteur de l’électricité était responsable de la majeure partie des émissions et, vous le voyez, il sera quasiment décarboné en 2050. Nous ne voulons pas toucher à l’industrie pour le moment. Nous nous sommes donc concentrés sur le secteur de l’électricité, financièrement plus abordable à traiter.

Ma troisième diapositive s’intéresse de plus près à l’Allemagne : en 2017, près de 45 % des émissions allemandes étaient issues du secteur de l’électricité. Ensuite venaient les transports – près de 20 % –, puis les foyers – essentiellement le chauffage et un peu la cuisine. En plus d’être le moins onéreux à décarboner, le secteur de l’électricité est donc celui qui pèse le plus.

Comment avons-nous décarboné ? Quels choix s’offraient à nous ? Le premier était le nucléaire, le deuxième, le développement des énergies renouvelables – éolien, solaire –, et le troisième – qui n’en est pas vraiment un – la capture et le stockage des émissions, opérés au niveau des centrales à charbon. Mais cette technologie n’était pas mature quand nous avons entamé notre transition, et ne l’est toujours pas. En outre, après l’accident de Fukushima, nous nous sommes tout naturellement tournés vers l’éolien et le solaire.

La production d’électricité d’origine renouvelable a fortement augmenté depuis 2002, puis avec l’adoption de la loi EEG : éolien terrestre en orange sur le graphique, biomasse en bleu, photovoltaïque en jaune – qui représente 6 à 7 % de la production d’électricité –, éolien offshore développé un peu plus tard. La production d’électricité d’origine renouvelable représente désormais environ 37 %. Bien entendu, cela dépend des conditions météorologiques, notamment de l’ensoleillement.

Comment y sommes-nous parvenus ? Nous avons mis en place des tarifs de rachat – chaque unité produite correspondant à un prix de rachat. Plus récemment, nous sommes passés à un système d’appels d’offres afin de contrôler la quantité. En effet, entre 2010 et 2012, l’État a racheté beaucoup d’électricité solaire, mais le marché seul décidait des volumes. Avec ce système d’appels d’offres, nous reprenons la main. La part des énergies renouvelables doit encore augmenter : nous prévoyons une hausse de 3 gigawatts par an.

Combien coûte cette transition ? Le graphique décompose l’évolution du prix par kilowatt/heure (kW/h) payé par le consommateur allemand entre 2006 et 2016. Le coût de la production est en bleu foncé, les coûts liés au réseau sont en bleu plus clair et sont restés à peu près constants – à 60 centimes d’euro. À l’inverse, la redevance pour énergie renouvelable a beaucoup augmenté et nous a permis de financer notre soutien aux énergies renouvelables. En 2016, elle représentait environ 9 centimes d’euro kW/h. Pour un foyer type consommant environ 4 000 kW/h par an, c’est un surcoût de 360 euros.

Bien entendu, ces chiffres sont des moyennes. Ainsi, les foyers disposant de panneaux photovoltaïques en bénéficient directement. À l’inverse, les locataires ne peuvent pas se permettre d’en installer et paient donc plus. Il ne faut pas oublier cette problématique de la redistribution.

La baisse des émissions de CO2 enregistrée en Allemagne est modeste, mais réelle, comme le souligne la courbe jaune du graphique suivant. Notre sortie du nucléaire a entraîné un transfert de la production d’électricité vers les centrales à charbon, technologie qui engendre beaucoup d’émissions. Les avantages que nous allons tirer de la sortie du nucléaire seront beaucoup plus visibles lorsque nous aurons également achevé notre sortie du charbon.

J’en viens au dernier tableau, préparé par un de mes collègues : à mesure que nous décarbonerons, il conviendra d’électrifier le secteur des transports, le chauffage, etc. En effet, comme vous pouvez le constater, beaucoup de voitures roulent encore aux carburants fossiles. Mais, au fur et à mesure de la transition, il faudra aussi être attentif aux effets de rétroaction (feedback loops) : la demande en électricité augmentant, le marché de l’électricité va prendre de l’ampleur.

Quels sont les débats actuels en Allemagne ? Il y en a quatre principaux : la question de la sortie du charbon ; l’adéquation du réseau et la sécurité d’approvisionnement ; comment tirer le meilleur parti des synergies pour le transport et le chauffage ? Enfin, nous envisageons une taxe carbone dans différents secteurs.

Mme Sophie Auconie. Je vous remercie, monsieur Schwenen, pour votre exposé très intéressant. J’aimerais entendre votre retour d’expérience sur la rentabilité des différents équipements. L’Allemagne a beaucoup d’avance sur nous pour ce qui est du nombre et de la qualité des unités de méthanisation, des panneaux photovoltaïques et des éoliennes terrestres. En France, il existe une polémique sur les bons et les mauvais outils, en matière de rentabilité, pour produire de l’énergie renouvelable. Que pensez-vous de chacun des équipements ?

M. Sebastian Schwenen. Chacun possède des avantages et des inconvénients. En réalité, tout dépend du stade de la transition énergétique auquel vous vous situez. Si vous en êtes au début, comme en Allemagne, peut-être le système du rachat est-il le plus approprié. À chaque unité produite, que ce soit en solaire ou en éolien, correspond un prix fixé par mégawattheure. Il y a eu, chez nous, une augmentation assez marquée du solaire. Mais si l’on fixe un prix qui convient au marché, celui-ci investira beaucoup, et l’État n’aura plus la main sur la situation. L’avantage d’un tel système est de présenter très peu de risques pour les investisseurs, dans la mesure où il leur suffit de dire à leur banque qu’ils vont installer une ferme éolienne ou photovoltaïque pour obtenir de l’argent. Cependant, étant donné que l’État perdait la main, nous avons décidé de passer par le système de l’appel d’offres, dans lequel aucun prix n’est fixé par unité. Si nous voulons, par exemple, 3 gigawatts de solaire, le moins-disant l’emportera, ce qui permettra également de contrôler la puissance installée. Il n’existe pas de réponse simple et tranchée, puisque tout dépend de la situation du pays et du stade de la transition énergétique auquel il se situe.

M. Vincent Thiébaut, président. Je vous remercie, monsieur Schwenen, pour votre très riche présentation. La structure énergétique allemande est assez différente de la nôtre, dans la mesure où notre électricité est fortement décarbonée. L’institut économique de Düsseldorf estime à 520 milliards d’euros le coût total des investissements à faire jusqu’en 2025 pour assurer les objectifs de la transition énergétique. Lorsque vous avez évoqué, tout à l’heure, la possible création d’une taxe carbone, cela signifiait-il qu’il y ait besoin de fonds supplémentaires pour pallier l’insuffisance des investissements actuels ?

M. Sebastian Schwenen. La taxe carbone n’a rien à voir avec les investissements qui ont été faits dans le secteur – il y en a d’ailleurs eu beaucoup, qui ont été coûteux, notamment pour subventionner les renouvelables. Cette taxe vise plutôt à sortir du charbon. De fait, tant qu’il représentera une part importante du mix énergétique, les investissements dans les renouvelables resteront moins rentables. Avec une taxe carbone, le charbon sera voué à disparaître plus facilement, pour être éventuellement remplacé par le gaz. Un deuxième débat, qui n’est pas non plus directement lié aux investissements qui ont été faits, concerne le secteur aérien. J’ai cru comprendre qu’une taxe était prévue en France sur le transport aérien.

M. Vincent Thiébaut, président. En France, le coût de l’électricité est beaucoup moins élevé qu’en Allemagne, puisque notre kilowattheure est à 18 centimes, quand le vôtre s’élève à 30 centimes. À la suite des différents mouvements sociaux, nous avons pris conscience de l’importance de la problématique de l’acceptabilité sociale. Disposez-vous d’une estimation de la limite d’acceptabilité par le consommateur allemand ? Par ailleurs, en Allemagne, il semble y avoir beaucoup moins de chauffage électrique qu’en France, ce qui laisse supposer une conversion et un remplacement de certaines énergies, qui sont beaucoup moins chères, par l’électricité. Ne vous attendez-vous pas à des mouvements sociaux ?

M. Sebastian Schwenen. Nous parlons en effet de ces questions en Allemagne. Pour ce qui est de la limite d’acceptabilité par les consommateurs, je peux me hasarder à vous répondre que cela dépend de ceux qui sont interrogés. La plupart des agriculteurs allemands ont déjà installé des éoliennes et en profitent. Au contraire, ceux qui participent moins à la transition énergétique auront probablement un seuil d’acceptabilité bien inférieur.

La transition dans le secteur de l’électricité se passe bien. En revanche, s’agissant du chauffage, je pense que ce sera beaucoup plus compliqué. Il faudra beaucoup de conversions, l’Allemagne comptant environ 40 millions de foyers, ce qui coûtera beaucoup d’argent. J’ignore quel sera le seuil d’acceptabilité, d’autant que nous n’avons pas encore entamé cette transition. Nous allons devoir réfléchir à l’éventualité de mouvements sociaux, cela va sans dire.

Néanmoins, cette question de l’acceptabilité, nous l’avons abordée sous certains aspects, notamment avec notre système d’appels d’offres, puisque l’agence qui en est responsable a intégré parmi ses critères celui de la diversité des soumissionnaires. Il n’y a pas que les grosses entreprises qui peuvent faire des offres, des groupements de citoyens le peuvent aussi.

M. Vincent Thiébaut, président. Les objectifs de conversion et de réduction du CO2 sont-ils couplés à une trajectoire de réduction de la consommation par secteur ?

M. Sebastian Schwenen. Des objectifs en matière d’efficacité énergétique ont été fixés, comme sur le plan de la consommation. Des efforts ont été déployés pour rendre la consommation d’électricité plus souple. Par exemple, pour les industries, il existe des programmes d’incitation, où lors des pics de demande, la production est réduite, afin de favoriser un meilleur usage de l’électricité.

Dans le secteur du bâtiment, la KfW a créé des incitations pour atteindre une meilleure efficacité énergétique, en accordant à des ménages des prêts à des taux très intéressants. Il existe des programmes pour encourager l’efficacité énergétique, mais jusqu’à présent les efforts se sont essentiellement portés sur l’intégration des renouvelables.

M. Vincent Thiébaut, président. L’Allemagne a fait le choix de sortir du charbon, tout en abandonnant le nucléaire. Elle mise sur un fort développement des énergies renouvelables. Comme vous l’avez laissé entendre dans votre intervention liminaire, elle s’expose ainsi beaucoup plus fortement aux problématiques saisonnières ou d’intermittence. Comment l’Allemagne se prépare-t-elle pour atteindre les objectifs fixés dans le domaine électrique ? Qu’a-t-elle prévu pour répondre au problème de l’intermittence ? Le coût des investissements est-il financé par la contribution des consommateurs ou fait-il l’objet d’une planification budgétaire ?

M. Sebastian Schwenen. Le coût des intermittences est porté essentiellement par les opérateurs, le réseau, mais, in fine, c’est bien le consommateur qui paye puisque les coûts de réseau sont répercutés sur les ménages.

Je pense qu’avant tout, il ne faut pas voir l’Allemagne comme une île ; il faut se garder de la considérer isolément. Le marché de l’électricité est aussi européen. Quand le soleil ne brille pas en Allemagne, peut-être fait-il très beau en France, en Pologne ou ailleurs. La clé, ce sont les échanges au niveau européen. Ce n’est donc pas un problème purement allemand ni spécifiquement français. Le marché européen existe et se caractérise par sa liquidité. L’Allemagne adopte des mesures pour augmenter ses capacités de stockage mais je pense qu’au regard de l’intermittence, il faut prendre en compte les marchés allemand et européen.

M. Vincent Thiébaut, président. La France fait le choix de maintenir la part de 50 % de nucléaire dans la production d’électricité. Cela n’offre-t-il pas à l’Allemagne une garantie face au risque d’intermittence, même s’il faudra certainement, à terme, développer le stockage ?

M. Sebastian Schwenen. Effectivement, le nucléaire fait partie du même portefeuille. L’Allemagne prépare également une interconnexion avec la Norvège. Si on arrive à accroître la part du nucléaire, cela pourra contribuer à réduire les intermittences. Toutefois, cela soulève également tous les problèmes techniques que l’on connaît.

M. Vincent Thiébaut, président. Merci beaucoup pour la clarté de vos propos et la qualité de vos réponses. Notre échange fut riche et instructif, et nous a apporté un éclairage complémentaire à celui fourni par l’Office franco-allemand pour la transition énergétique (OFATE), que nous avons auditionné la semaine dernière.

L’audition s’achève à dix heures.

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41. Audition, ouverte à la presse, de Mme Chloé Le Coq, professeur associé Stockholm School of Economics (25 juillet 2019)

L’audition débute à dix heures vingt.

M. Vincent Thiébaut, président. J’ai l’honneur de présider la commission d’enquête ce matin. Je tiens à excuser notre président, M. Julien Aubert, et notre rapporteure, Mme Marjolaine Meynier-Millefert, qui participent actuellement à la commission mixte paritaire (CMP) sur le projet de loi relatif à l’énergie et au climat. Leurs agendas ne leur permettent malheureusement pas d’être présents.

Nous recevons Mme Chloé Le Coq, professeur associé à la Stockholm School of Economics depuis 2016 et chercheuse associée au Stockholm Institute of Transition Economics (SITE). Vous êtes une spécialiste de l’économie de l’énergie et de l’économie industrielle. Vous avez notamment coécrit avec le professeur Sebastian Schwenen, que nous venons d’entendre, plusieurs articles relatifs à la régulation des prix sur le marché de l’électricité, et vous êtes une des spécialistes du modèle suédois de transition énergétique. Vous avez notamment écrit un rapport intitulé « Blowing in the wind » : vous y avez mis en exergue les forces et les faiblesses du modèle retenu en Suède pour le secteur électrique.

Notre commission d’enquête arrive à la fin de son programme d’auditions. Nous nous attachons aujourd’hui à comparer les choix réalisés par l’Allemagne, la Suède et le Portugal en ce qui concerne la transition énergétique.

La part des énergies renouvelables atteint 55 % de la consommation énergétique totale en Suède, ce qui en fait l’État membre de l’Union européenne (UE) où cette part est la plus élevée. Par ailleurs, les taxes environnementales représentent environ 5 % du PIB, contre 2,44 % en moyenne dans l’UE. Un marché des certificats verts d’énergie renouvelable, qui a été introduit en 2003 pour la production d’électricité puis élargi à la Norvège en 2012, repose sur le principe de la neutralité technologique, selon lequel toutes les énergies renouvelables sont subventionnées au même niveau.

Notre commission souhaite connaître votre appréciation, en tant qu’économiste, sur les choix réalisés en Suède dans le domaine de la transition énergétique. Ce pays a créé dès 1991 une taxe carbone qui est aujourd’hui la plus élevée au monde – son montant est, en effet, de 120 euros par tonne de CO2. Dans quel contexte cette fiscalité a-t-elle vu le jour et comment son acceptabilité sociale a-t-elle évolué ? Quelle est l’efficience du marché des certificats verts ? Quels enseignements peut-on en tirer ? Quelles sont les forces et les faiblesses du marché de l’électricité en Suède ?

Je vais vous donner la parole pour un exposé liminaire d’une vingtaine de minutes, puis les membres de la commission d’enquête vous poseront à leur tour des questions.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, je vous demande de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Veuillez lever la main droite et dire : « Je le jure ».

(Mme Chloé Le Coq prête serment.)

M. Vincent Thiébaut, président. Je vous demande aussi de bien vouloir m’excuser si je dois m’absenter pendant votre audition : il va y avoir, dans l’hémicycle, un vote qui concerne l’Alsace – comme je suis moi-même alsacien, je ne peux pas le manquer.

Mme Chloé Le Coq, professeur associé à la Stockholm School of Economics. Merci beaucoup de me donner l’occasion de m’exprimer sur le sujet, important, de la transition énergétique, qui constitue vraiment une partie du modèle suédois en général, c’est-à-dire au plan sociétal.

La Scandinavie, au-delà de la Suède, est souvent considérée comme un exemple à suivre en ce qui concerne la taxe carbone et plus globalement les mécanismes d’incitation. Quand on regarde les résultats et qu’on les compare à ceux des autres États européens, on voit que les pays scandinaves, et la Suède en particulier, ont une part significative d’énergies renouvelables.

Autre élément majeur, la consommation d’énergie est très élevée en Scandinavie, à cause du climat, naturellement, mais aussi parce qu’il y a des industries très gourmandes en énergie. Ces pays ont réussi, d’une certaine manière, à concilier un pourcentage élevé d’énergies renouvelables, qui fonctionnent, et l’existence d’importants consommateurs d’électricité.

Comment expliquer cette réussite ? Il faut rappeler que la Suède n’est pas seule : elle fait partie d’un marché intégré, le Nord Pool, qui comprend aussi la Norvège, la Finlande et le Danemark, ainsi que les pays baltes. Ce marché centralisé produit un prix de référence pour toute l’électricité dans l’Europe du Nord, étant entendu que l’on applique ensuite différentes taxes qui dépendent de chacun des pays.

Il faut également souligner que les pays scandinaves utilisent différentes technologies, bien qu’ils fassent partie d’un même marché. La Norvège produit à peu près 95 % d’hydroélectricité, la Suède utilise une combinaison d’hydroélectricité et de nucléaire, et la Finlande a de l’hydroélectricité, du nucléaire et des énergies fossiles. Le Danemark, que l’on cite souvent en exemple à propos de l’éolien – car il représente 43 % de la production électrique –, est très compétitif dans ce domaine au sens où le prix de l’électricité est très faible, mais la situation actuelle n’est possible que parce que la Norvège produit de l’hydroélectricité.

La transition énergétique a aussi, et surtout, eu lieu parce qu’il y a une part d’hydroélectricité vraiment dominante. Tout le monde sait que l’énergie renouvelable est relativement peu coûteuse quand on arrive à assurer sa production. Lorsqu’il n’y a pas de vent – ou de soleil, mais c’est surtout le vent qui est utilisé en Scandinavie –, on ne peut absolument plus produire de l’électricité et il faut alors compter sur l’énergie hydraulique. Le prix de marché varie donc en fonction des capacités dans ce domaine.

La Suède a effectivement instauré une taxe carbone très importante, qui est souvent citée en exemple. Les objectifs actuels sont d’arriver à zéro émission de carbone en 2045 et de supprimer la part du nucléaire. Par ailleurs, les Suédois essaient de faire en sorte qu’il y ait vraiment une limitation des émissions de CO2 dans le secteur des transports. La taxe carbone ne suffit pas.

La Suède veut aussi abandonner le nucléaire, je l’ai dit. Comme il y a un débat sur ce sujet en France, je vais détailler la manière dont les Suédois essaient de résoudre le problème – car il y en a un, évidemment, si on supprime les 40 % de la production que l’énergie nucléaire représente, dans un contexte où les prix sont relativement faibles et où les industries sont très gourmandes en énergie.

Le parti des Verts refuse d’augmenter la part de l’hydroélectricité. Quatre rivières pourraient être utilisées, mais ce parti a mis son veto. La solution consiste donc à développer davantage l’éolien avec les certificats verts, dont le prix a considérablement diminué. Il y a une discussion sur le point de savoir s’il existe suffisamment d’incitations pour promouvoir l’éolien.

Même si l’on remplace totalement le nucléaire par de l’éolien, une question se pose : comment garder une offre d’électricité et une consommation constantes ? Le graphique suivant concerne le mois de janvier, où on atteint un des pics de consommation. On a regardé quelles sont les technologies qui contribuent à subvenir à la consommation d’électricité à cette période. Le nucléaire permet d’assurer une base constante de production, tandis que la part de l’hydraulique varie : elle s’ajuste en fonction de l’éolien, qui représente à peu près 11 % du total.

Toute la part du nucléaire va être transférée vers l’éolien, puisque l’on ne veut pas augmenter l’hydroélectricité, et celle-ci deviendra alors la seule variable d’ajustement. Le prochain graphique est une simple simulation – tout dépend des hypothèses que l’on retient – mais on voit que si l’on garde le même type de consommation qu’aujourd’hui, il y aura des coupures d’électricité.

Comment éviter ces coupures d’électricité ? Quels mécanismes peut-on utiliser ? Cela fait partie des grandes questions qui se posent actuellement dans le cadre du modèle suédois.

J’ai essentiellement évoqué l’offre pour l’instant, mais il faut aussi parler de la demande, car c’est un autre point capital. À l’heure actuelle, la demande n’est pas très flexible dans le modèle suédois et en Scandinavie d’une manière générale. Il n’y a pas de développement des smart consumers, ou en tout cas beaucoup moins qu’ailleurs en Europe, notamment au Royaume-Uni.

Il reste également à savoir si l’on va pouvoir s’intégrer encore davantage en Europe afin d’utiliser des variables d’ajustement, d’autres technologies, quand on ne peut pas produire de l’électricité éolienne en Suède. Sebastian Schwenen vous a présenté le modèle allemand : il fonctionne si les pays voisins produisent de l’électricité lorsque c’est impossible grâce à l’éolien. Si le modèle scandinave se met, lui aussi, à fonctionner si les voisins produisent lorsque la Scandinavie ne peut pas le faire, un vrai problème européen se pose : il concerne l’intégration du marché et le prix lors des pics de demande. Est-on prêt à payer ? L’incitation que cela représente est peut-être une solution. C’est un aspect important : malgré la taxe carbone, il y a un problème de flexibilité de la demande.

Un autre effort essentiel doit être réalisé en Scandinavie : si la moyenne des émissions de CO2 est basse en Suède – elle est proche de celle de la France –, la Norvège et la Finlande doivent changer leurs modes de transport et de chauffage. Il y a des politiques à mener en la matière.

Quand on regarde la répartition par secteurs en Suède, on voit que si beaucoup a été fait en ce qui concerne l’électricité, qui représente 12 % des émissions de CO2 – il y a beaucoup d’incitations –, le transport constitue vraiment un gros point noir. Par ailleurs, il n’est pas question, aujourd’hui, de toucher à l’industrie minière – il n’y a pas de discussion sur une éventuelle augmentation des prix. En revanche, j’ai déjà indiqué tout à l’heure que les Suédois ont pour objectif de s’attaquer aux transports.

Pour résumer, la première question qui se pose en Suède, et en Scandinavie d’une manière générale, est de savoir comment compenser la variation de la production d’électricité éolienne. Quels modes d’incitation faut-il retenir et, surtout, quels types de technologies peut-on utiliser ? Va-t-il y avoir un marché de capacité, avec un financement de technologies de backup qui seraient prêtes à être utilisées quand la production éolienne diminue ? Doit-on créer un marché spécifique pour ce type de technologies ? Par ailleurs, faut-il développer les capacités hydrauliques en Suède ? C’est une question importante si l’on augmente la part de l’éolien : il faut faire face à la variation de la production.

Le deuxième point majeur, non seulement en Scandinavie mais aussi dans toute l’Europe, à mon avis, est celui de la flexibilité de la demande d’énergie. Quels sont les programmes à mettre en place dans ce domaine ? Doit-on favoriser le développement des prosumers, c’est-à-dire des consommateurs d’énergie qui sont également des producteurs ? C’est un sujet tout nouveau : on ne sait pas ce que peut donner, sur un marché, la présence d’acteurs se situant à la fois du côté de la demande et du côté de l’offre.

Enfin, comment rendre le transport plus vert ? Une des réponses, en Suède, consiste à augmenter la taxation – une taxe sur le transport aérien a ainsi été instaurée. Il existe aussi des débats importants sur ce plan.

Vous voyez qu’il y a beaucoup de questions et, pour l’instant, peu de réponses.

(Mme Sophie Auconie remplace M. Vincent Thiébaut au fauteuil de la présidence.)

Mme Sophie Auconie, présidente. Je vous remercie pour ces très intéressants propos introductifs. Vous arrivez à rendre très accessible une thématique qui est assez technique.

Je rappelle que la part des énergies renouvelables dans la consommation énergétique s’élève à 55 % en Suède : c’est l’État membre de l’Union européenne (UE) où cette proportion est la plus élevée. Avez-vous assez de recul pour nous dire où la performance est la meilleure dans ce domaine et où il y a la meilleure rentabilité par rapport aux investissements réalisés ?

Existe-t-il des unités de méthanisation en Scandinavie, et en Suède en particulier ? Si c’est le cas, cela représente-t-il une part importante de la production d’énergie ? Qu’en est-il, plus généralement, de l’utilisation de la biomasse ?

Est-il possible d’établir un classement des infrastructures et des équipements servant à produire de l’énergie renouvelable, ou alternative, selon leur performance et surtout leur rentabilité par rapport aux investissements ?

Mme Chloé Le Coq. L’éolien est clairement très développé, pour plusieurs raisons. Le coût est relativement faible et le rendement est plutôt bon. Ensuite, et surtout, il y a une bonne acceptation de ce type de technologies au niveau des municipalités.

S’agissant de la méthanisation, je n’ai pas de chiffres. Les Suédois ont des programmes visant à développer l’utilisation de la biomasse. C’est une des voies explorées, mais je n’ai pas en tête les coûts précis.

Mme Sophie Auconie, présidente. Il y a un parc d’environ 3 700 éoliennes implantées en mer sur le littoral qui entoure la Scandinavie. Est-ce une source d’énergie renouvelable qui intéresse la Scandinavie, et la Suède en particulier ?

Mme Chloé Le Coq. C’est un développement qui est intéressant. De ce que j’ai lu sur les éoliennes « offshore », je retiens que le modèle coûts/bénéfices n’est pas le même que pour les éoliennes terrestres. L’érosion est beaucoup plus significative, et il faut la prendre en compte. Or je crois comprendre qu’on ne le fait pas toujours lors de l’estimation des investissements.

Un autre sujet dont il est beaucoup question, et pas seulement en Scandinavie, est de savoir ce que l’on fait d’un parc éolien qui est obsolète.

Mme Sophie Auconie, présidente. C’est la question du recyclage.

Mme Chloé Le Coq. Tout à fait. Quand on dispose de grands espaces, comme en Scandinavie, vaut-il mieux investir à côté d’un parc obsolète, en le laissant à l’abandon, ou faut-il obliger à assurer un recyclage ? On en discute, mais ce n’est pas nécessairement pris en compte lorsqu’on calcule le rapport coûts/bénéfices – on observe plutôt une diminution des coûts. Certains exemples, mais ils sont américains plutôt que scandinaves, montrent que l’éolien n’est pas toujours aussi compétitif qu’on le dit quand on prend en compte le coût du recyclage.

Si on prend en considération le fait que les éoliennes ne produisent pas tout le temps de l’énergie et qu’il y a ce que j’ai appelé le coût des technologies de backup, la question devient également plus incertaine. Tous les économistes ne sont pas absolument d’accord sur ce sujet, qui n’est pas complètement clarifié.

Mme Sophie Auconie, présidente. Vous avez parlé tout à l’heure de l’énergie hydraulique, dont nous débattons aussi à l’Assemblée nationale. Vous avez indiqué que c’est finalement une variable d’ajustement pour la production d’énergie renouvelable, ce qui paraît assez évident, en effet. Vous avez également évoqué des recours formés contre cette énergie en Suède ou, en tout cas, une opposition de la part d’un certain nombre de citoyens et d’associations. Quels sont les arguments invoqués et comment pourrait-on surmonter cette opposition, étant entendu que l’hydraulique est la source d’énergie qui semble constituer le meilleur amortisseur face à l’intermittence de la production ?

Mme Chloé Le Coq. Je crois qu’il y a les mêmes débats en France et en Suède. Ils concernent l’impact de l’énergie hydraulique sur l’environnement. En Suède, le parti des Verts a opposé son veto au développement de cette énergie, et les citoyens sont d’accord : ils soutiennent les Verts, qui ont réalisé un bon score aux dernières élections – ils ont connu une progression importante.

Il est également question d’abandonner l’énergie nucléaire d’ici à 2045. Au-delà des deux réacteurs dont les capacités ont été réduites, ou qui ont été fermés, il n’est pas certain que la Suède sorte complètement du nucléaire. Je pense qu’il peut y avoir une sorte de compromis sur la part de nucléaire que l’on peut supprimer si l’on n’augmente pas celle de l’énergie hydraulique. Je crois que les Verts ne vont pas céder sur ce dernier point, comme ils ont été obligés de le faire en ce qui concerne le nucléaire – ils voulaient une sortie complète mais ils ont accepté que ce soit seulement en 2045. Ils vont sans doute essayer, au moins, d’éviter le développement de l’hydroélectricité sur les quatre rivières que j’ai évoquées. C’est mon sentiment, mais le sujet est très politique.

Mme Sophie Auconie, présidente. Quelle est votre appréciation, en tant qu’économiste, sur les choix faits en Suède en matière de transition énergétique ? Une taxe carbone a été instaurée dès 1991 dans ce pays, et elle est aujourd’hui la plus élevée en Europe, et peut-être même dans le monde – son montant est de 120 euros par tonne de CO2. Dans quel contexte cette fiscalité a-t-elle été mise en place et comment son acceptabilité sociale a-t-elle évolué ?

Mme Chloé Le Coq. Cette taxe a tout de suite été très bien acceptée, au nom de la nécessité de faire quelque chose. C’est presque un raisonnement d’économiste : on augmente le prix en espérant que la consommation va diminuer. D’une certaine manière, cela a marché. Il faut savoir, néanmoins, que les industries très consommatrices d’électricité ont été exemptées de taxe carbone : elles ont été protégées. Des changements ont eu lieu, mais c’est plutôt la consommation « domestique » qui a connu une hausse des prix.

Comme d’habitude, on a le choix entre augmenter le prix pour essayer de réduire la consommation et chercher à changer la nature de celle-ci. Il y a peut-être une prise de conscience en Suède du fait que le prix est assez élevé et que l’on ne peut pas l’augmenter. Par conséquent, on va plutôt essayer de changer les comportements au moyen de subventions. Il y a notamment une volonté d’assurer l’électrification de tous les secteurs, notamment le chauffage – c’est fait – mais aussi les transports, qui constituent la prochaine étape. J’ai fait quelques calculs à propos d’autres pays – et je pense que Sebastian Schwenen vous a déjà parlé de ce sujet : lorsque l’économie s’électrifie, on voit que la demande augmente. Comment gérer cette situation ? C’est aussi une question.

La taxe carbone a peut-être atteint ses limites chez les Suédois. Ils sont prêts à partager avec toute l’Europe leur expérience dans ce domaine, mais c’est plutôt à la question des subventions qu’ils s’intéressent désormais afin d’essayer de changer les comportements en proposant d’autres choix.

Mme Sophie Auconie, présidente. Des mesures ont-elles été prises pour que les municipalités adoptent un comportement vertueux en ce qui concerne l’usage de l’énergie électrique – notamment pour l’éclairage des centres-villes et des centres-bourgs ? Existe-t-il aussi des incitations à l’égard des ménages, dans le cadre de programmes de réduction de la consommation d’énergie ? Il y a en France des tarifs qui permettent de payer moins cher lorsqu’on fait fonctionner ses appareils électriques à certaines heures. Il est technologiquement possible de retarder le lancement d’une machine à laver ou d’un lave-vaisselle. A-t-on également instauré en Suède des incitations visant à changer les comportements, au-delà des subventions portant sur les prix ?

Mme Chloé Le Coq. Comme dans tous les pays, il y a des incitations en Suède – je ne pense pas que ce soit très spécifique. Par ailleurs, le prix de l’électricité est relativement faible et il y a une taxe importante. Beaucoup de gens m’ont dit qu’ils ont essayé d’ajuster leur consommation, grâce aux petites applications qui permettent de faire des calculs, et qu’ils ont été surpris : on peut gagner un peu en optimisant sa consommation, mais le gain n’est pas considérable. Les économistes disent toujours que si le gain n’est pas très important et qu’il faut rechercher l’information, il n’y a guère d’incitation à agir. Optimiser son comportement énergétique prend du temps. L’enjeu est d’arriver à le faire automatiquement grâce aux smart meters, ou compteurs intelligents – c’est peut-être plus important. Il va y avoir une automatisation en Suède, comme dans tous les autres pays, et cela fonctionnera dans ce cadre. On a besoin de seulement 10 % de consommation en moins à certains moments pour arriver à un certain équilibre entre l’offre et la demande : cela ne représente pas un changement complet. À ma connaissance, mais je me trompe peut-être, il n’y a pas de programme spécifique en Suède dans ce domaine.

Mme Sophie Auconie, présidente. Si j’ai bien compris ce que vous avez indiqué précédemment, le transport est une des clefs de la transition énergétique. En tout cas, c’est un des points noirs à l’heure actuelle. L’Allemagne a lancé une expérimentation, apparemment très positive, qui concerne le train à hydrogène. Avez-vous eu l’occasion d’examiner cette question, en tant qu’économiste ? Pensez-vous que l’on peut aller dans le même sens en Scandinavie, et en Suède en particulier ?

Mme Chloé Le Coq. Je n’ai pas eu l’occasion de travailler sur ce projet. En revanche, je sais qu’il y a une volonté très forte de développer le tout-électrique en Norvège mais aussi en Suède.

Mme Sophie Auconie, présidente. Je n’ai pas d’autres questions. Nous avons une fin de session très dense en actualité, ce qui explique le faible nombre de membres de la commission présents ce matin. Cette réunion a néanmoins été diffusée sur notre réseau de télévision, ce qui a permis à d’autres collègues de la suivre, et un compte rendu sera réalisé. Merci beaucoup pour la clarté et la qualité de votre intervention.

L’audition s’achève à dix heures cinquante.

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42. Audition, ouverte à la presse, de M. Jorge Vasconcelos, docteur en ingénierie électrique, président de NEWES (New Energy Solutions), membre du conseil d’administration de l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) (25 juillet 2019)

L’audition débute à quatorze heures dix.

M. le président Julien Aubert. Nous recevons M. Jorge Vasconcelos, docteur en ingénierie électrique, président de New Energy Solution (NEWES), membre du conseil d’administration de l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER).

Spécialiste des réseaux, notamment au niveau européen, il est également un expert des politiques publiques relatives à la transition énergétique qui ont été menées tant en Espagne qu’au Portugal.

Notre commission qui, ce matin, a auditionné des experts de l’Allemagne et de la Suède s’attache aujourd’hui à comparer les choix de transition énergétique des différents pays européens. C’est la raison pour laquelle, monsieur Vasconcelos, nous souhaiterions connaître votre appréciation des choix effectués au Portugal et en Espagne. Quelle est la part de l’électricité dans la consommation énergétique totale ? Quelle est la part respective de l’hydraulique, de l’éolien et du solaire ? Dans quelle mesure ces choix d’énergies renouvelables (EnR) sont-ils compatibles avec une intensification des usages électriques ? Comment sont compensés les effets des intermittences ? Par hasard, nos voisins ne compteraient-ils pas sur nous pour compenser cette intermittence par notre hydraulique ou notre nucléaire ? Quelles sont les modalités de soutien public aux énergies renouvelables ?

Enfin, en tant qu’expert des réseaux électriques, pouvez-vous nous dire si l’interconnexion des réseaux en Europe et ses conséquences sur la fixation du prix de marché permettent, à elles seules, de pallier les effets de l’intermittence des EnR dont le développement est le plus encouragé dans les différents pays ?

Faut-il se limiter à l’interconnexion des réseaux ou faut-il un gestionnaire pour organiser un dispatching européen ?

L’intermittence peut se traduire par des pics très élevés ou par l’absence de production non corrélés avec les hauts et les bas de consommation. Si la réponse est positive, jusqu’à quelle proportion d’EnR dans la puissance électrique installée reste-t-elle vraie ? Croyez-vous au foisonnement ?

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, je vous demande de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Veuillez lever la main droite et dire « Je le jure. »

(M. Jorge Vasconcelos prête serment.)

M. Jorge Vasconcelos. Merci de cette invitation qui m’a un peu surpris ; il n’en reste pas moins que je suis très honoré d’être ici et d’avoir cet échange de vues avec vous. Je le ferai très librement : je n’ai pas préparé de présentation technocratique, je vais plutôt tenter de vous décrire le contexte européen. Il faut en effet connaître l’évolution récente de l’organisation du secteur énergétique en Europe, en particulier du secteur électrique. Pour ce faire, il convient de remonter trente ans en arrière, en 1989.

À cette époque, une nouvelle Commission européenne fut constituée. À son arrivée, le nouveau commissaire européen à l’énergie a trouvé sur son bureau une communication des autorités françaises l’incitant à favoriser l’ouverture des réseaux d’électricité au transit d’électricité en Europe. Il faut se souvenir que c’était l’époque des monopoles nationaux.

Avec ses excédents d’énergie nucléaire, la France cherchait à passer des contrats à l’extérieur, notamment avec le Portugal. À la fin des années 1988, des négociations ont échoué parce que l’Espagne, en l’absence d’un cadre législatif clair, avait demandé des frais de transit trop élevés, ce qui avait rendu ces exportations-importations impossibles.

La préoccupation française a été à la genèse de la libéralisation du secteur en Europe. Elle a ensuite essayé de limiter l’ouverture car elle était intéressée à une possibilité de transit entre les grandes compagnies. Nous ne sommes pas parvenus à une libéralisation complète, à une ouverture totale du secteur énergétique en Europe. Ainsi que cela arrive souvent, on engage un processus de transformation sociale et économique, et puis il s’avère que l’on n’est pas en mesure de contrôler tout ce qui se passe. C’est assez criant si l’on se réfère à 1989. Qui a étudié la révolution connaît bien cette dynamique ! Il est très important de le préciser pour la suite.

Le processus de libéralisation a débuté par une approche assez simpliste qui consistait à imaginer que l’abolition des monopoles juridiques et l’application systématique du droit de la concurrence européenne seraient suffisantes pour parvenir à un marché relativement libéralisé, ouvert, européen et intégré, formé non de douze marchés nationaux, mais d’un vrai marché européen de l’électricité et du gaz naturel.

La négociation politique fut assez difficile ; elle a abouti à un compromis en 1996, avec la première directive sur l’électricité, et en 1998, avec la première directive sur le gaz.

Ce compromis donnait satisfaction à la demande française d’un transit par les réseaux tiers mais elle imposait aussi un minimum d’ouverture, c’est-à-dire le droit de choix pour les consommateurs finaux.

C’était un compromis acceptable par tous les pays. Il comprenait le droit d’échange de l’énergie, notamment transfrontalier, mais l’absence de détails techniques a été un frein et cela ne fonctionnait pas en pratique.

En 2000, les chefs d’État et de gouvernement ont décidé d’accélérer le processus de libéralisation en Europe pour donner un peu plus de vitesse à l’économie européenne. C’est dans ce contexte que la libéralisation totale du secteur énergétique a été décidée parallèlement à la libéralisation des télécoms, des transports, etc.

C’est dans ce contexte politique que l’on a progressé dans la préparation d’une deuxième directive sur l’électricité qui a vu le jour en 2003. Cette directive établissait les bases du modèle européen de l’énergie, encore à l’œuvre aujourd’hui. Ce modèle revêt trois caractéristiques fondamentales.

Premièrement, depuis 2007, un droit de choix pour tous les consommateurs d’électricité et de gaz naturel en Europe, pas uniquement pour les gros consommateurs industriels, et la liberté d’investissement.

Deuxièmement, l’accès réglementé aux infrastructures, donc au réseau de transports, au réseau de distribution d’électricité et de gaz, aux terminaux de gaz liquéfié et, dans certains pays, au stockage de gaz. L’accès réglementé devait s’accompagner de tarifs publiés et connus ex ante. Au début, des pays ne souhaitaient pas ce type de transparence et plaidaient pour un accès négocié au réseau. Avec la directive 2003, le principe d’accès réglementé a été établi.

Troisièmement, l’introduction de la régulation indépendante, qui n’était pas prévue dans la première directive de 2006. Certes, des pays l’avaient introduite, mais sans aucune obligation au niveau européen, l’Allemagne ayant été le dernier pays, en 2004-2005, à introduire la régulation indépendante dans le domaine de l’énergie.

Après les premiers pas réalisés en 1996, le modèle européen était bien établi en 2003 mais cet ensemble législatif de 2003 restait insuffisamment détaillé et il était difficile de faire progresser la construction d’un vrai marché intégré européen sans ce type de détails techniques.

Entre-temps, en 2003, les États-Unis et l’Europe ont eu à connaître des blackouts, qui ont joué le rôle d’alarme auprès du législateur qui s’est interrogé sur la robustesse du modèle. En 2006, nous avons connu la première crise du gaz suite aux interruptions en plein hiver de l’approvisionnement de l’Ukraine par les Russes.

Parce que la libéralisation et la construction d’un marché intégré européen ne progressaient pas assez rapidement et que des blackouts et des crises gazières mettaient en cause la sécurité d’approvisionnement, la Commission a voulu lancer un nouveau paquet législatif en 2007.

M. Barroso, alors commissaire chargé de l’énergie et président de la Commission, a considéré que le défaut de fonctionnement initial résidait dans le manque d’indépendance des gestionnaires de réseaux et que la nécessité s’imposait d’aller plus loin dans la séparation des activités, non pas uniquement fonctionnelle, mais également de propriété des actifs des réseaux de transport, d’électricité et de gaz.

La proposition législative de la Commission prévoyait la séparation de propriété mais, finalement, elle n’a pas été retenue. En 2009, le nouveau paquet législatif était beaucoup plus détaillé que celui de 2003 mais il a raté l’obligation de séparation de propriété et a pâti de dispositifs assez bureaucratiques qui ont freiné la construction de cette indépendance et l’avancement de la construction du marché intérieur.

Le législateur européen a alors compris qu’il était quasiment impossible de faire fonctionner un marché d’une telle complexité sans le détailler davantage. Pour ne pas surcharger le dispositif législatif des directives, déjà lourd techniquement, a été prévue la création de codes de réseaux, les network codes, pour l’électricité et pour le gaz naturel. Ils devaient être développés par des groupes de gestionnaires de réseaux européens, sur avis de l’Association des régulateurs européens de l’énergie, et fondés sur un processus d’approbation que l’on appelle « la comitologie », l’un des processus les plus obscurs et les plus difficiles à expliquer, en tout cas, une procédure peu transparente.

Tout cela a conduit à la création, à Bruxelles, de nouvelles bureaucraties de gestionnaires de réseaux d’électricité, de gaz et de régulateurs. Leurs bureaux comptent aujourd’hui des dizaines et des dizaines d’experts qui travaillent en permanence sur ces codes. Cette nouvelle configuration a très largement modifié l’équilibre : alors que les grandes entreprises nationales détenaient auparavant le savoir technique, aujourd’hui, de par la complexité introduite par ces codes, les organisations à Bruxelles détiennent la clé du savoir. La position des entreprises s’est affaiblie, qui détiennent seulement un peu du savoir en raison du processus devenu plus complexe et de la réduction des coûts et des personnels. L’équilibre des pouvoirs entre le niveau européen et le niveau national des entreprises a donc évolué.

Nous sommes ainsi rendus à cette situation aujourd’hui. La complexité technique est considérable et la clarté de l’application des principes du modèle européen n’est pas toujours à la hauteur de la complexité technique. Selon moi, le système manque de simplicité quant aux principes et à l’orientation qui préside à l’application de ces mêmes principes. Nous avons créé des structures assez complexes qui, parfois, prennent des décisions qui ne sont pas prévues dans la législation mais qui sont nécessaires pour faire fonctionner le système. On peut discuter pour savoir si c’est acceptable ou non.

Dans ce contexte général européen, que pouvons-nous dire de l’Espagne et du Portugal ?

Ces pays ont été parmi les premiers à adopter la libéralisation. En 1992, le Portugal a construit la première centrale éolienne en Europe continentale, deux ans après le Royaume-Uni. En 1994, l’Espagne a décidé de changer le cadre législatif du système électrique, le Portugal en 1994-1995. Avec le Royaume-Uni, ces pays ont été à l’avant-garde de la libéralisation en Europe.

Entre-temps, dès le début du xxie siècle, des préoccupations politiques ont porté sur le développement durable. La première directive sur les renouvelables est intervenue en 2001, suivie en 2005 par des principes sur le compromis européen portant sur l’efficacité énergétique, les énergies renouvelables, etc. C’est ainsi qu’en 2007, les chefs d’État et de gouvernement ont décidé une approche intégrée « énergie et climat » en Europe. On a alors abandonné une politique autonome d’énergie pour une politique intégrée d’énergie et climat.

En 2014, la Commission Juncker a essayé de rapprocher le volet relatif aux marchés intérieurs et le volet relatif au développement durable et à la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Ces deux volets avaient connu antérieurement des développements séparés et autonomes. Suite aux propositions législatives présentées en 2016, la Commission Junker a essayé de les rendre un peu plus cohérents. Le nouveau paquet législatif, qui a été approuvé cette année, a essayé de résoudre ces difficultés. Nous verrons jusqu’à quel point il y parviendra.

Le Portugal et l’Espagne, qui ont été pionniers en matière de libéralisation, l’ont aussi été, d’une certaine façon en matière de pénétration des énergies renouvelables sur le plan électrique. Si le Danemark et l’Allemagne ont été les premiers à développer le solaire et l’éolien, l’Espagne et le Portugal ont été les premiers à atteindre un niveau de pénétration assez important et à résoudre sur le plan technique la gestion des systèmes, notamment le problème de l’intermittence. Cette expérience a été positive, si ce n’est que l’on a assisté à un excès de volontarisme. En 2004-2005, le Portugal a bâti ce qui fut pendant quelques mois la plus grande centrale solaire au monde, mais les coûts de production étaient énormes. En 2007-2008, elle a produit des milliers de MW solaires, à des coûts très élevés. Or, l’Espagne avait déjà introduit en 2001 un mécanisme visant à limiter les tarifs pour des raisons politiques car le gouvernement souhaitait contrôler l’inflation. En 2007, on avait compris que le poids des subventions aux énergies renouvelables, notamment au solaire, allait faire grimper le prix de l’électricité. Le développement du solaire et des énergies renouvelables en général a donc été arrêté.

Ce matin, a eu lieu au Portugal la première vente aux enchères du solaire pour des projets de taille moyenne, dont je viens de recevoir les résultats. Le prix est de 36 euros/MWh pour des projets de dizaines de MW. C’est la fin des grands projets européens, et le Portugal donne cet exemple. Nous verrons demain quels seront les résultats des autres mises aux enchères. D’un point de vue technique, le système résiste et se développe dans de bonnes conditions ; du point de vue économique, cela n’a pas été très bien géré. Nous verrons comment cela évoluera à l’avenir.

Quels sont les problèmes qui se posent aujourd’hui dans le cadre d’une réflexion sur les transitions énergétiques ? Je les énoncerai sans les traiter. J’emploie le pluriel, parce qu’il n’existe pas une seule transition énergétique au monde ni même en Europe ; en effet, plusieurs voies sont possibles.

Premièrement, ce modèle européen de marché qui est un modèle dit marginaliste est incompatible avec nos objectifs de développement durable. Les marchés existants en Europe ne sont plus opérationnels mais dysfonctionnels. Dès lors, que pouvons-nous faire ? J’évoquerai plus avant les différentes écoles de pensée, si vous le souhaitez. Les marchés créés pour permettre une libéralisation efficace ne sont pas à la hauteur du défi que nous devons relever aujourd’hui et qui est celui d’une plus grande pénétration des renouvelables.

Deuxièmement, transition énergétique signifie mettre ensemble les ressources énergétiques, l’électricité ou le gaz naturel, mais aussi étudier en commun les questions adjacentes : le bâtiment, la mobilité, tout ce qui fait la consommation d’énergie. Il nous faut étudier l’urbain, les villes qui consomment 80 % des énergies et donc les émissions. L’échelle locale est très différente des échelles nationale et européenne, elle pose des problèmes sur le plan technique, mais aussi de modèle économique, de régulation et de gouvernance qui, pour l’heure, restent irrésolus. Il convient, par conséquent, de trouver une interface entre cette nouvelle réalité locale et le marché national et européen.

Troisièmement, la nécessité s’impose de réformer les marchés et de mener des politiques publiques plus cohérentes aux niveaux local, national et européen et multisecteurs.

Il nous faut aussi réinventer la régulation. Celle qui a été instaurée avait pour objectif la protection des consommateurs, notamment par le biais de la concurrence ; aujourd’hui, il est nécessaire de repenser et de réinventer la régulation.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Merci beaucoup de cet historique qui permet de replacer les événements dans leur contexte.

L’Espagne et le Portugal sont en bout de réseau et n’occupent pas la position centrale d’autres pays européens, ce qui pourrait amener à un soutien du réseau européen plus limité, en tout cas, c’est ce que l’on nous a laissé entendre. La question liée aux EnR est celle d’une forme d’intermittence, le manque de foisonnement serait susceptible de mettre en difficulté ces pays situés en bout de réseau qui ne pourraient pas compter entièrement sur leurs voisins pour venir compléter leur consommation. Ce sujet est-il pris en compte spécifiquement par le Portugal et l’Espagne ? Est-il considéré comme un risque ou un frein au développement des EnR intermittentes par le Portugal et l’Espagne qui sont peut-être en position plus fragile que la France ou l’Allemagne dont la position est plus centrale ?

Avec le développement des EnR, n’assiste-on pas à l’émergence d’une forme de contre-culture ? La culture actuelle de centralisation des réseaux et du pilotage de l’énergie n’est pas celle qui prévalait au développement des EnR, à l’origine plus régionalisées. Avec le nucléaire, on a centralisé pour rationaliser et rendre le système plus efficace et plus pertinent. À l’inverse, les EnR n’obligent-elles pas à une décentralisation, contre laquelle le système lutterait dans la mesure où c’est contre intuitif par rapport à la ligne qui a été défendue jusqu’à présent ? On a cherché à centraliser pour mieux maîtriser la production alors que les EnR invitent à une logique très locale. N’assisterions-nous pas à une résistance du réseau à la décentralisation ?

Les EnR permettent-elles une appropriation plus grande par les citoyens des questions énergétiques ? De par ce système, les citoyens entrent dans une relation immédiate, contrairement à une relation médiate qui passe par un réseau centralisé, donc par un médiateur et un régulateur qui ont tendance à centraliser les questions, empêchant finalement les utilisateurs de s’approprier la question de l’énergie, les fluctuations des prix, lissées par un prix stable, voire la manière dont l’énergie est produite qui devient invisible dès lors que l’on se place « de l’autre côté de la prise ». Les EnR participent-elles à l’appropriation par les citoyens de la question de l’énergie et cette appropriation peut-elle amener à une prise de conscience d’usage ou de consommation plus raisonnables ?

M. Jorge Vasconcelos. Votre première question porte sur les réseaux. Très souvent, la technique et la physique ont été utilisées pour freiner la libéralisation du secteur énergétique. Au début des années 1990, les représentants de l’industrie électrique et du gaz expliquaient à tout le monde, notamment aux décideurs politiques nationaux et européens, que le commerce transfrontalier de l’énergie n’était pas possible pour des questions techniques, ce qui était faux, on le sait aujourd’hui. Ces gestionnaires de réseau, ces anciens monopoles ont un peu abusé d’arguments tirés de la science et de la technique pour défendre des positions économiques.

Je suis ingénieur de formation et je connais les lois de la physique, je sais distinguer un problème réel d’une excuse utilisée pour éviter d’emprunter certaines voies. Par exemple, je sais très bien que ce sujet qui est très à la mode aujourd’hui partout dans le monde, à savoir l’application de la blockchain de l’énergie, censée révolutionner notre secteur électrique, ne fonctionnera pas dans le secteur de l’énergie parce qu’il est, par définition incompatible ; en revanche, d’autres systèmes peuvent parfaitement fonctionner. La libéralisation de nos réseaux, la pénétration des énergies renouvelables et la gestion de la demande sont possibles.

Un réseau émaillé, à l’instar de celui de l’Europe occidentale, pose-t-il des problèmes particuliers ? Oui. La différence entre le centre et la périphérie joue-t-elle un rôle très important dans le contexte de la gouvernance d’un marché intégré ? Non, ce n’est d’ailleurs pas le vrai problème. Nous savons bien qu’entre la péninsule ibérique et la France, les interconnexions d’électricité et de gaz sont très faibles au regard de ce que nous observons ailleurs. Mais cela pose un problème de justice et de répartition des bénéfices du marché européen et, à la limite, d’équité du projet européen entre les citoyens. Pour autant, cela ne pose pas un problème technique spécifique. Il faut comprendre que, dans un système interconnecté, tout ce qui se passe dans le réseau affecte l’ensemble du réseau instantanément.

J’ai évoqué précédemment les blackouts de 2003. Dans la nuit du dimanche 28 septembre, la Suisse a connu un problème qui a touché l’Italie, alors même que la consommation était peu élevée. Le blackout a duré plusieurs heures en Italie qui est restée sans électricité.

À l’époque j’étais le régulateur portugais et le président du Conseil des régulateurs européens. Le lendemain, j’ai reçu des coups de fil de propriétaires portugais de centrales éoliennes au Portugal. Ils m’ont interrogé sur les coupures. Ils étaient en train de produire quand soudain, sans explication aucune, les gestionnaires de réseau ont coupé. La perturbation en Suisse et en Italie a provoqué une fluctuation de la fréquence dans le réseau européen qui est intervenue instantanément partout. À l’époque, les générateurs éoliens étaient très sensibles aux variations de fréquence et ils ont été automatiquement séparés du réseau. Depuis, nous avons traité cette question et amélioré la réponse des machines.

Autre exemple, en 2006, un problème de communication est survenu entre deux gestionnaires de réseaux allemands d’électricité, sur les quatre que compte l’Allemagne. Un pont, qui conduit un câble électrique, a été ouvert pour permettre à un bateau de sortir et a séparé les deux réseaux présents de chaque côté de ce pont. Plus de 12 millions d’Européens ont été privés d’électricité, de l’Autriche au Portugal. Cela démontre que si un problème intervient dans un réseau interconnecté, il se répercute sur l’ensemble du réseau en raison de cette solidarité imposée par les lois de la physique. Cela suppose d’avoir une gestion technique très efficace de ce réseau interconnecté. Les risques sont considérables, à la mesure du réseau.

Je vais être direct et très franc : jusqu’à aujourd’hui, on n’a jamais voulu tenir compte de cette nécessité technique nécessaire à un bon fonctionnement d’un marché intégré. On n’a jamais voulu accepter l’idée qu’un réseau physique, un réseau électrique interconnecté, exclut les frontières politiques. Les lois de la physique ne respectent pas les frontières. Bien sûr, on peut essayer de forcer les flux énergétiques à suivre les frontières politiques – et y parvenir jusqu’à un certain point. On peut réussir en termes d’économie et de fiabilité du système, de sécurité d’approvisionnement et des normes. Vous le savez bien, puisque la France a risqué à plusieurs reprises un blackout, cette année et les deux années précédentes, en l’absence de la gouvernance nécessaire à la bonne gestion du réseau européen. Une telle situation implique une centralisation de la gestion. Cela ne signifie pas qu’une personne décide de ce que chacun doit faire au Portugal, en Espagne, en France, en Croatie ou ailleurs. Nous avons besoin d’un ordinateur – situé n’importe où, même en Nouvelle-Zélande – qui, en temps réel, gère l’ensemble des informations du réseau physiquement interconnecté. Ces informations analysées permettraient d’établir le degré de sécurité de notre réseau et de connaître les limites de nos infrastructures à ne pas dépasser. Je pense notamment aux lignes, nécessaires aux transactions commerciales et à un régime de marché.

Vous me dites qu’après avoir travaillé sur ce projet, nous sommes en train de faire marche arrière. Nous aurions dû suivre cette voie mais nous ne l’avons pas fait. Le système actuel n’est pas une réponse solide et nécessaire au souhait d’intégration efficace des marchés dans un réseau physiquement interconnecté. La gouvernance des marchés intérieurs n’a jamais été bien traitée. Je me souviens de M. Merlin, premier président de l’Association européenne des gestionnaires de réseaux électriques, qui expliquait la nécessité d’avoir une gestion intégrée des systèmes européens pour éviter tout risque. Malheureusement, ses appels n’ont pas été entendus.

La volonté des gestionnaires de réseaux et du niveau politique fait nettement défaut ; ils refusent de reconnaître que l’application du principe de subsidiarité, dans ce cas concret, nécessite de traiter cette question au niveau européen, le seul où elle peut l’être efficacement. Ce n’est pas une question qui relève d’options politiques ou idéologiques, elle découle de la volonté d’avoir un marché intégré, qui nécessite une infrastructure physique interconnectée. Si on veut maintenir un réseau physiquement interconnecté, il faut accepter l’idée d’une centralisation efficace de la gestion du système, ce que l’on n’a pas bâti, parce qu’on ne l’a pas voulu car elle entraîne des coûts. Mais l’absence d’un tel système a conduit à des situations aberrantes à certaines frontières.

On ne peut arguer d’une production aujourd’hui très décentralisée pour promouvoir la centralisation économique et affirmer, comme certains, qu’il faut parvenir avant tout à une centralisation efficace et complète et à un marché européen parfait, selon l’ancien modèle, avant de s’engager dans une nouvelle étape de la décentralisation de la production. Ce n’est pas possible ; en raison des prix actuels des énergies nouvelles, le processus de décentralisation est inévitable, ne serait-ce que d’un point de vue économique.

Les gestionnaires de réseaux et la majorité des régulateurs européens essaient de résister à cette décentralisation et à cette digitalisation du secteur électrique. Ils ne peuvent présenter des arguments raisonnables, ni techniques ni économiques. La décentralisation et la digitalisation vont donc se produire, elles sont d’ailleurs déjà à l’œuvre, ajoutant au degré de complexité d’un processus qui n’a pas été traité de façon claire. On a voulu bâtir le système du marché intégré européen sans traiter les questions très simples et premières de la coordination, du partage des coûts et des bénéfices, et enfin de la solidarité.

Et maintenant, que faire ? Il existe deux écoles de pensée. D’une part, il y a ceux qui souhaitent aboutir à un processus de centralisation sur la base de mécanismes qui évitent l’émergence d’une entité européenne pour coordonner les réseaux physiques et d’un régulateur européen fédéral comme il existe aux États-Unis, en un mot tout ce qui relève de la dimension européenne. C’est possible, cela fut fait avec des coûts énormes. On peut continuer ainsi. Mais cela suppose d’arrêter le développement local et le processus de décentralisation. C’est l’idée qui anime la majorité des grandes entreprises et des régulateurs. Cette approche caractérise fortement le produit final formé par le quatrième paquet de la Commission européenne « Énergie propre pour tous les Européens », présenté en 2016 et approuvé cette année.

La seconde approche est portée par les nouvelles entreprises qui essayent de créer des modèles alternatifs. Parfois, il ne s’agit même pas d’entreprises mais de coopératives, d’organisations qui ont une vision différente de considérer nos ressources énergétiques et de les gérer, surtout au niveau local, mais aussi national et européen.

Je suis d’accord avec vous : cette nouvelle voie rapproche les citoyens-consommateurs et les petits producteurs des questions énergétiques. Le lien entre production de politiques publiques et production d’énergie se resserre et devient plus sain, conduisant à une gestion plus efficace, plus sobre et plus intelligente des ressources énergétiques. Pour l’heure, il faut être conscient que cette école de pensée minoritaire se heurte à de multiples obstacles législatifs et réglementaires partout en Europe qui ne facilitent pas le développement d’une telle approche. Les résistances sont considérables.

J’illustrerai mon propos d’un exemple récent au Portugal. Le gouvernement a annoncé son intention de permettre le développement de nouvelles communautés d’énergies renouvelables et de faciliter le schéma d’autoproductions renouvelables pour les entreprises, les citoyens, les coopératives, les associations, les municipalités, mais aussi pour les consommateurs industriels. Il leur permet d’utiliser les réseaux et les infrastructures d’une façon nouvelle, pas seulement selon les règles de notre marché marginaliste. L’intention a été annoncée, des projets de textes législatifs assez avancés dans cette direction ont été présentés. Finalement, certaines forces qui veulent conserver le statu quo ont vaincu. Je n’ai pas encore pris connaissance du texte qui a été approuvé par le conseil des ministres portugais, mais je sais qu’il ne va pas très loin. C’est une nouvelle occasion ratée de faire avancer cette démarche plus démocratique, plus décentralisée de la gestion des ressources énergétiques. Le Portugal n’est malheureusement pas le seul mauvais exemple.

M. le président Julien Aubert. Vous nous avez dit que les gestionnaires de réseau ont menti par le passé, lorsqu’il fallait libéraliser, sur l’impossibilité de faire commerce de l’énergie ; aujourd’hui, ces mêmes gestionnaires de réseau nous disent qu’ils savent gérer l’intégration des énergies intermittentes. Si donc ils ont menti il y a vingt ans sur leur capacité ou leur incapacité à commercer, faut-il les croire sur parole aujourd’hui quand ils nous disent qu’ils arriveront à gérer, quel que soit le taux d’intégration des EnR ?

M. Jorge Vasconcelos. Nous le savons, le commerce transfrontalier est possible. Il existe depuis le début du XXIe siècle. Les gestionnaires affirmaient que l’utilisation par des usagers individuels des interconnexions ne mettait pas en péril la gestion du système intégré, ce n’était pas vrai. La première directive de 1996 prévoyait ce droit de commerce transfrontalier aux gros consommateurs mais n’affichait aucune indication sur les règles d’application de ce principe, la décision était laissée à l’appréciation de chaque État membre. Et donc cela ne marchait pas en pratique. La Commission l’a reconnu très tôt, en 1998. Elle a convoqué en forum les régulateurs de l’époque, assez peu nombreux, les ministères des pays où il n’y avait pas de régulateur – la France, par exemple, n’avait pas encore de régulateur – et les représentants de l’industrie pour résoudre ce problème d’une façon volontaire, sans avoir à produire une nouvelle directive ou un règlement.

Ce processus, connu sous le nom de Forum de Florence, a abouti. C’est ainsi qu’au début de l’année 2000, nous nous étions tous accordés sur un schéma qui permettait le fonctionnement des interconnexions.

Pour ce qui concerne la capacité des gestionnaires de réseaux à gérer les intermittences, on doit y croire, oui, mais cela ne correspondait pas du tout à leur première réaction. Aujourd’hui, ils nous disent que c’est possible, mais, il y a dix ans, ils affirmaient que c’était quasiment impossible. Lorsque j’ai pris mes fonctions de régulateur de l’énergie en 1996, les gestionnaires de réseau au Portugal affirmaient que le maximum de capacités renouvelables qu’ils pouvaient raccorder au réseau était de 300 MW.

Je leur ai demandé de me présenter des études. Ils m’ont dit ne pas en avoir mais « qu’ils savaient ». J’ai alors commandé une étude à un institut de recherche. Au fur et à mesure que l’étude progressait, les gestionnaires de réseaux venaient me voir pour me dire que l’on pouvait arriver à 450 MW, puis ils m’ont parlé de 550 MW ; à la fin de l’étude, nous étions à 1 000 MW ! On pouvait, en effet, raccorder beaucoup plus sans investissements supplémentaires dans les réseaux. Le Portugal compte aujourd’hui plus de 5 000 MW éoliens.

En 2000, je me suis rendu en Hongrie. Le gestionnaire de réseau racontait exactement la même chose à son régulateur. Il avançait 300 MW, c’était devenu une sorte de chiffre magique ! Nous savons depuis que ce n’était pas vrai.

Selon moi, la question n’est pas tant de savoir si les gestionnaires des réseaux de transport sont en mesure de gérer ces problèmes. Ils le font aujourd’hui dans les pays nordiques, un peu partout en Europe, où les pénétrations sont, par exemple, sur une année, de plus 40 % au Danemark, de 30 % en Espagne et au Portugal. Pendant certaines périodes, on intègre uniquement des renouvelables pendant trois ou quatre jours consécutifs. Cette capacité technique est donc démontrée. Le problème c’est qu’avec la décentralisation, nous avons besoin d’une gestion partagée entre les gestionnaires des réseaux de transport et les gestionnaires de réseau de distribution ; or, ils ne veulent pas partager la responsabilité. C’est l’un des obstacles à une transition énergétique efficace que nous devons résoudre aujourd’hui. Ce manque de gouvernance que l’on a observé par le passé lors de la construction du marché intérieur se répète aujourd’hui dans le processus de décentralisation, mais au manque de gouvernance au niveau local se surajoute aujourd’hui un manque de gouvernance et de coordination entre le niveau local et le niveau national.

M. le président Julien Aubert. Les experts que nous avons reçus nous ont dit que, si le Danemark ou le Portugal intégraient 40 % d’EnR au niveau européen, cela se gérerait. Ce que je crains ce sont trois jours sans vent en Europe, de l’Allemagne au Portugal, dans un mix énergétique où tout le monde aurait fait une part importante aux EnR. Comment éviter le blackout ?

M. Jorge Vasconcelos. Il convient de distinguer deux questions : celle de l’opération en temps réel du système qui pose des problèmes techniques, tels la présence de nuages, une éclipse de soleil, la réduction de la production solaire ou photovoltaïque ou encore des problèmes de vent. Dans cette configuration, il faut comprendre que la corrélation entre les différentes géographies est faible. La probabilité de ne pas avoir de vent de la Finlande jusqu’au Portugal, de Suez jusqu’à la Sicile est extrêmement faible. C’est un phénomène qui ne se produit pas. Et si des variations rapides se produisent, les gestionnaires de réseaux savent les maîtriser. Le vrai problème n’est pas là, il réside dans le manque de gouvernance et de règles claires pour déterminer le partage de responsabilité, donc le partage des coûts entre les différents réseaux quand un problème de ce type se produit. Nous n’avons pas défini ces règles parce que nous ne l’avons pas voulu.

L’autre problème sous-jacent tient à la capacité de réserve dont nous avons toujours besoin dans un système électrique. Si la pénétration d’énergie solaire et éolienne est importante, nous devons étudier la question de la réserve sous un autre angle. Par exemple, nous avons besoin, d’un point de vue méthodologique, d’une approche probabiliste qui n’est pas encore appliquée au niveau européen. Je sais que le prochain plan de développement du réseau introduira cette méthode mais nous en sommes encore loin.

Par ailleurs, la direction générale de la concurrence et la direction générale de l’énergie à Bruxelles n’ont pas compris, ou n’ont pas voulu comprendre, que dans un réseau physiquement interconnecté, la question essentielle est la sécurité d’approvisionnement au niveau européen d’un marché physiquement interconnecté ; elle ne peut qu’être traitée au niveau du réseau interconnecté et donc au niveau européen. Encore une fois, elle relève de la mathématique et de la physique, elle n’a rien à voir avec des préférences politiques internes au projet européen.

M. le président Julien Aubert. Si ce n’est qu’aujourd’hui, vous n’avez pas d’opérateurs européens qui gèrent le réseau européen.

M. Jorge Vasconcelos. C’est même plus grave que cela. La direction générale de la concurrence nous a expliqué ce que les États membres devaient faire. La question s’est posée à propos des dispositifs de rémunération de capacités que certains États membres ont voulu introduire. La Commission nous a indiqué que cela pouvait poser un problème de concurrence et qu’il fallait d’abord que chaque État procède à une analyse au niveau national tenant compte de ses voisins, du moins de certains voisins. Retenir un mécanisme de rémunération de capacité parce que l’on pense avoir des problèmes de capacité à long terme oblige à garder un certain pourcentage de cette capacité pour des opérateurs étrangers, donc pour des aides transfrontalières. D’un point de vue scientifique, c’est une fiction, cela n’est pas possible, c’est une mystification.

M. le président Julien Aubert. Je le comprends du point de vue de la théorie, mais au plan pratique, dans un réseau interconnecté, si la probabilité d’absence de vent pendant trois jours est très faible, elle existe néanmoins. Chaque pays a intérêt à ce que son voisin dispose de réserves mais dans un réseau européen interconnecté, cela suppose que chaque pays paye. Entre deux pays, c’est assez facile, entre la France et l’Espagne, on partage l’addition. Par contre, si on demande demain à la France de renforcer le tronçon entre Toulouse et Perpignan parce que l’on considère qu’en cas de problème en Pologne, ce tronçon jouera un rôle très important, la France pourrait demander le prix du renforcement de la ligne dans l’intérêt général. Si nous suivons votre logique, cela suppose une question de paiement.

Vous évoquez ensuite les réserves qui permettent d’équilibrer le système. D’après ce que vous nous dites, l’Europe demande aux différents pays de penser aux voisins, si ce n’est qu’en réalité les réserves sont calculées au plan national en fonction de l’équilibre du réseau national. Je comprends donc qu’il serait possible de gérer l’intermittence si le réseau européen se fondait sur un dispatcheur européen, avec un ordinateur européen, sur un système de paiement et de prise en charge européens fondés sur une clé de répartition des coûts. Dans la mesure où cela n’existe pas, j’en déduis, en creux, que nous pourrions être confrontés à un blackout européen en raison du dysfonctionnement physique du réseau. Ou alors donnez-nous des raisons d’espérer !

M. Jorge Vasconcelos. Un blackout s’est produit en 2003, un autre en 2006.

M. le président Julien Aubert. Nous sommes passés à côté d’un blackout en janvier 2019.

M. Jorge Vasconcelos. Les chiffres des renouvelables à l’époque étaient très faibles. Les renouvelables ne sont donc pas la cause des blackouts. Les problèmes qui y ont conduit n’ont pas encore été résolus. Selon les rapports produits à l’époque par l’Association des gestionnaires de réseaux, on comprend que l’on n’a pas fait ce qui aurait dû l’être.

Dans la mesure où votre commission procède à des analyses comparatives, il est intéressant de voir quelle a été la réponse du législateur aux États-Unis. Cinquante millions de personnes ont souffert d’une coupure d’électricité au mois d’août 2003 ; en Europe, au mois de septembre 2003. Plus pragmatiques, les Américains ont créé une solution fédérale, ils ont demandé aux gestionnaires de réseau de créer une organisation pour traiter ces questions et de présenter des propositions approuvées par le régulateur fédéral. C’est ainsi qu’ils ont développé des modèles et des mécanismes de partage de risque, qui ont été approuvés par le régulateur. Le partage des coûts et des bénéfices était clair. On n’a pas voulu faire de même en Europe. Je crois nécessaire de dissocier les deux questions, c’est-à-dire que le problème existe, en dehors même des renouvelables.

M. le président Julien Aubert. Oui, le problème existe. Le fait d’injecter des renouvelables est-il neutre par rapport au problème préexistant ? En janvier 2019, nous sommes passés à deux doigts d’un blackout. Croyez-vous à la théorie du foisonnement des EnR, qui repose sur la multitude des vents ? S’il n’y a pas de vent au nord, il y en a au sud ; finalement, ces EnR fonctionnent globalement au plan européen de manière stable et donc annulent les risques. Nous avons reçu ici même des chercheurs qui nous ont démontré, graphiques à l’appui, la forte corrélation entre les vents espagnol et français, entre le vent français et le vent allemand, etc., et que le foisonnement ne fonctionnait pas. Quel est votre avis ?

M. Jorge Vasconcelos. S’agissant d’une technologie comme l’éolien, la corrélation entre différentes géographies n’est pas très forte et il n’y a pas de corrélation entre les problèmes des différentes technologies que sont le solaire, l’hydraulique, le photovoltaïque. Si donc vous mélangez les deux aspects, la nécessité de définir une capacité de réserve, quels que soient le mix énergétique et le périmètre géographique défini, la question demeurera. Le problème doit être traité de façon rationnelle. Or, nous avons aujourd’hui un système irrationnel, car on ne veut pas traiter rationnellement l’ensemble du réseau interconnecté et, après discussion, sur le partage sur la base d’une analyse commune.

M. le président Julien Aubert. Je n’arrive pas à comprendre si, selon vous, le foisonnement des EnR fonctionnant, diversifier le mix énergétique est neutre pour le réseau ou si la corrélation existe mais qu’elle n’est pas positive, en raison d’un risque lié à un problème d’irrationalité du réseau. Nous essayons, pour notre part, d’identifier si le fait que chaque pays développe des EnR, chacun dans son coin, augmente les risques physiques d’un sous-optimum, indépendamment des choix politiques.

M. Jorge Vasconcelos. Le problème ne tient pas aux renouvelables mais au manque de gouvernance associé aux coûts. Nous ne les voyons pas, mais nous payons les coûts liés à l’inefficacité du fonctionnement du marché, au manque de capacité d’interconnexion et à une bonne gouvernance du marché intérieur. Depuis le début de la libéralisation, cela nous coûte des milliards.

Une des idées du projet européen de libéralisation visait à faciliter la gestion économique des ressources entre les différents pays. Lorsqu’un pays pratique des coûts plus bas, d’autres pays importent. Nous avons tous intérêt à cliver un marché intégré. Il serait logique de développer des infrastructures de transport au niveau interne et des interconnexions. Les prix pratiqués par les différentes régions européennes diffèrent sensiblement. Il existe donc une incitation économique à faire des transactions, mais si ces transactions ne se produisent pas, c’est que se posent des problèmes, soit de type réglementaire, soit de gestion de cette infrastructure physique. C’est par ce biais qu’il convient de traiter la question, non en affirmant que l’on ne peut plus développer des sources d’énergie renouvelables parce que l’on ne sait pas gérer le système. Il faut d’abord comprendre les besoins de gouvernance du marché ; on décidera ensuite des technologies que nous souhaitons retenir et des quantités qu’elles produiront, tout en restant prudents. Je cite souvent aux étudiants et à l’occasion de conférences l’exemple de l’interconnexion sous-marine entre la France et l’Angleterre. Un câble a été construit dans les années 80. Pour schématiser, on a organisé une réunion politique, les deux gouvernements ont décidé de faire cette interconnexion parce qu’ils pensaient que c’était important sur le plan politique et sur le plan économique. La décision a été prise et a ensuite été communiquée aux deux monopolistes : Central Electricity Generating Board en Angleterre, EDF en France.

Les entreprises ont organisé des groupes de travail pour envisager la réalisation du projet. L’une des premières questions qui se pose habituellement est celle du partage des coûts et des bénéfices pour les trente années à venir. Cette histoire, véridique, m’a été racontée par des amis, tant britanniques que français. Pour déterminer les bénéfices, ils sont partis du principe que les flux d’énergie circuleraient à 50 % dans un sens comme dans l’autre.

Le câble a été construit. Vingt ans après la mise en service de ce câble, on constate que 98 % du temps les flux circulent de la France vers d’Angleterre ; 2 % du temps de l’Angleterre vers la France. S’agissait-il d’une mauvaise décision ? Non, c’était une excellente décision parce que le câble a été effectivement très utilisé, certes d’une façon différente de celle qui était prévue, mais il a rencontré une utilité économique.

Le réseau européen est aujourd’hui interconnecté. On ne va pas couper les lignes pour revenir à un réseau national, ce serait irrationnel. Il nous faut donc utiliser ce réseau interconnecté de façon intelligente pour arriver à un vrai partage des bénéfices, tenant compte du potentiel de développement des ressources renouvelables dans les différents pays – un débat qui n’est pas engagé aujourd’hui.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Des personnes auditionnées nous ont expliqué que le développement des EnR était irrationnel parce que remplacer le nucléaire par une EnR électrique intermittente n’avait aucun sens. Selon elles, les EnR étant intermittentes, on ne pourrait jamais se passer des volumes produits par le nucléaire. Avec les EnR électriques, les éoliennes et le solaire, on mettrait en place un itinéraire bis qui serait un surplus d’énergie sur le réseau qui devrait être payé en tant que surplus. La production des EnR ne viendrait jamais en déduction de la production nucléaire nécessaire à la France. Cela reviendrait à financer en même temps le nucléaire, dont la France ne peut se passer et qui ne diminuerait pas, et les EnR électriques, qui seraient une énergie supplémentaire inutile et que l’on devrait payer, à la fois en termes d’installation et de surplus.

L’argumentaire repose sur l’intermittence des EnR. En Europe, la compensation ou la complémentarité ne pourra pas jouer. Quand il y a du vent en Europe, il souffle partout en Europe en même temps. Il n’y a pas de différence entre le vent dans les pays du Nord et le vent dans les pays du Sud, il n’y a pas de différence non plus des temps d’ensoleillement ; il n’y a donc aucune possibilité de foisonnement entre pays européens qui produiraient différentes EnR. Selon vous, cette démonstration sur le foisonnement et la complémentarité des EnR, que ce soit les EnR des différents pays ou les EnR entre elles, est-elle valide ?

M. Jorge Vasconcelos. Nombre d’études sur le vent ont été publiées. Des études financées par la Commission européenne montrent la très faible corrélation entre les différentes régions.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. « Corrélation très faible » signifiant que les régions n’ont pas de vent en même temps.

M. le président Julien Aubert. Un argument qui va dans le sens du foisonnement.

M. Jorge Vasconcelos. Si vous n’avez pas de vent ici, il y en a ailleurs. Pour preuve, les éoliennes « offshore » tournent 4 000 heures par an et les éoliennes onshore 2 000 heures : la différence est énorme. Pour ce qui est du solaire, reportez-vous à la carte de l’Europe. Entre Helsinki et Lisbonne, les températures diffèrent. La terre tourne autour du soleil, ce qui signifie que les pointes de production solaires changent tout au long de la journée d’une partie à l’autre. C’est assez intuitif, il est facile de comprendre que les pointes de production photovoltaïque varient sur le temps d’une journée, selon les pays.

Je ne répondrai pas à la question de savoir si la France doit garder son parc nucléaire jusqu’à sa fin de vie utile ou si elle doit suivre l’exemple allemand et donc sortir du nucléaire avant. Il s’agit là d’un choix politique propre à chaque société. Ce que je dis c’est que, indépendamment du choix politique légitime de la France, dans un réseau interconnecté physiquement qui connaît une production de plus en plus intermittente, vous ne pouvez pas ignorer le problème parce que la France appartient à ce réseau interconnecté. Le choix national est légitime mais un autre choix nécessaire s’impose au niveau européen, en raison de l’appartenance de la France à un réseau physiquement interconnecté.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Ce que vous nous dites là est extrêmement important, parce qu’un raisonnement anti-EnR en France est fondé sur des études scientifiques qui montrent la présence simultanée de vent et de soleil partout en Europe, attestant d’une forte corrélation entre les productions. Nous connaîtrions donc des temps de surproduction et des temps de non-production qui ne pourraient être compensés que par le stockage et les réseaux.

De votre côté, vous nous dites que les études scientifiques démontrent que le vent ne souffle pas en même temps en Europe et que l’Europe ne connaît pas de pics de production solaire simultanés. Pourriez-vous nous transmettre les références scientifiques qui corrèlent ce propos ?

M. le président Julien Aubert. Dans la mesure où des personnes nous ont affirmé l’inverse, nous allons croiser les données. Soit il y a corrélation, soit il n’y en a pas. Des tableaux nous ont été présentés qui montraient la présence simultanée des vents en Allemagne et en France, en France et en Espagne – il y avait une dizaine de comparaisons. La corrélation était très grande.

Je voudrais faire une remarque.

Vous avez commencé votre propos par la libéralisation du marché qui est plutôt anti-État. Vous nous avez expliqué doctement que nous avions bâti une grande administration à Bruxelles. Je ne peux m’empêcher de refréner un sourire. Vous commencez par dire que l’on va libérer les acteurs et cela se termine par la constitution d’un super-État !

J’en viens maintenant à ma question qui porte sur le prix de vente du solaire. Vous annoncez 36 euros du MWh. Pensez-vous que ce prix reflète l’intégralité du coût économique de la gestion de ce réseau ?

M. Jorge Vasconcelos. Ce coût reflète le coût réel de la production. Dans d’autres pays, notamment en Amérique latine, on a vu récemment des valeurs de cet ordre de grandeur, voire inférieures.

Pour répondre à votre question sur le coût total pour le système, la question se pose, pas uniquement pour le photovoltaïque, mais pour toutes les technologies et on ne peut pas y répondre sans une étude sur la sécurité d’approvisionnement du système à long terme, qui doit tenir compte des caractéristiques des différentes technologies et de l’interaction entre elles comme de l’interaction entre les différentes parties de réseaux interconnectés. Sans cette analyse commune, on peut inventer des chiffres, lancer des hypothèses, faire des calculs, mais ils ne reflètent pas vraiment le coût efficace dans un système intégré complet.

M. le président Julien Aubert. Dans tous les débats, les gens se jettent des coûts de production à la figure à propos de l’éolien, du solaire, du nucléaire. De ce que vous dites, je comprends que l’on n’a pas fait d’études sur le coût total ; c’est bien le coût total qui nous intéresse, non le coût de production.

On peut affirmer que le photovoltaïque est à 36 euros, mais si, ensuite, la société paye 30 euros de plus parce qu’il faut renforcer les réseaux, vendre à perte le surplus lié à un pic de production, payer des gens pour qu’ils achètent son électricité, s’il faut créer des unités de réserve ou de stockage supplémentaires qui coûtent de l’argent et si, pour finir, il faut une centrale à gaz pour pallier d’éventuelles pannes, si donc je n’intègre pas les coûts cachés, je compare des choux et des carottes.

Si, sur cette base, et au-delà même des choix politiques, entre le nouveau nucléaire, à 70 euros, et le photovoltaïque, deux fois moins cher, j’arbitre en faveur du photovoltaïque, j’arrête de faire du nouveau nucléaire mais si j’avais intégré l’ensemble des coûts, peut-être aurais-je arbitré différemment. N’existe-t-il pas d’études sur le coût économique des EnR prenant en compte l’ensemble des facteurs ?

M. Jorge Vasconcelos. Les études sont nombreuses ; ce que je veux dire, c’est que dans un système physiquement interconnecté comme le système européen, obtenir une réponse fiable nécessite de tenir compte du fonctionnement intégré du système. Si on coupe le système en morceaux, cela entraîne des coûts nécessaires à ce système coupé. L’analyse est, de fait, erronée. On trouve ainsi des études qui affichent des chiffres comprenant les besoins de stockage.

M. le président Julien Aubert. Avez-vous une idée de ces chiffres ?

M. Jorge Vasconcelos. Des études et des articles techniques expliquent, sur la base d’un système revêtant telle ou telle configuration et garantissant un certain niveau de fiabilité, les capacités nécessaires, donc le coût total du système. Le problème c’est que ces analyses ne tiennent pas compte d’un système physiquement intégré. Il s’agit toujours de fictions parce qu’elles essayent de résoudre un sous-système en ignorant ce qui se passe en parallèle ; les résultats sont donc faux, ce sont des approximations.

M. le président Julien Aubert. Que donnent ces approximations ?

M. Jorge Vasconcelos. Elles varient beaucoup de l’une à l’autre selon leur commanditaire. Entre une étude d’un promoteur de solaire et celle d’une entreprise opposée à la production décentralisée qui préfère garder les actifs existants, les résultats sont opposés.

M. le président Julien Aubert. En d’autres termes, chacun produit son étude, mais personne n’en commande au plan européen. Alors que l’on injecte des centaines de milliards d’euros dans le changement du mode de production, on pourrait pour le moins se payer une étude pour déterminer au niveau européen le coût réel de chaque énergie !

Prenons l’exemple de l’hydroélectricité qui fait, en France, l’objet d’un large consensus. Parce qu’elle permet de stocker l’électricité et d’équilibrer le système, tout le monde la veut ! Le coût de production de l’hydroélectricité est de x mais dans la mesure où elle participe à la stabilisation du système, le coût réel est plus bas. Alors que le coût de production de l’hydroélectricité est de 30-35 euros, il est peut-être de 20 euros parce que les Français, les Allemands et les Espagnols en ont besoin. Si nous demandions à ces pays s’ils sont prêts à payer pour que la France garde une capacité hydroélectrique, ils répondraient affirmativement pour éviter un blackout. Si on veut tenir un raisonnement global, il faut avoir accès à des chiffres globaux.

Vous dites que toutes les études sont fausses parce qu’orientées selon le commanditaire. Si le MW est à 36 euros, le chiffre est intéressant pour cibler la production mais cela ne dit rien des arbitrages de financement.

M. Jorge Vasconcelos. Quelqu’un investira des millions, bâtira une centrale et recevra cet argent. Les consommateurs paieront 36 euros par MWh, ils paieront beaucoup moins que le prix moyen du marché ibérique qui avoisine aujourd’hui 55 euros le MWh.

M. le président Julien Aubert. Oui, mais si, sur ma facture d’électricité, le coût du réseau a été augmenté de 20 % parce qu’il fallait renforcer le réseau, en tant que citoyen, j’obtiendrai le coût global.

M. Jorge Vasconcelos. Je comprends, mais il faut rester proche des faits. Si nous connaissons aujourd’hui les prix de production c’est grâce aussi à la transparence qui a été introduite dans le système et qui s’applique au marché européen. Auparavant, la France, comme les autres pays, ne connaissait pas les vrais coûts parce que les ingénieurs qui faisaient le plein d’expansion du système savaient les gérer et les transférer d’un secteur à l’autre – de la production au transport et à la distribution. Les exemples historiques sont nombreux.

Grâce au système de transparence, nous connaissons le coût du nucléaire en Grande-Bretagne, le coût du solaire ici ou là, nous connaissons le prix de production de toutes ces technologies dans les différents pays. Il faut remercier ceux qui ont fait la libéralisation et qui ont introduit la régulation indépendante pour nous offrir aujourd’hui ce degré de transparence.

S’agissant des coûts du système et du coût de développement des réseaux, je suis d’accord avec vous. Jusqu’à présent, nous ne disposons pas d’une méthodologie transparente. Libéraliser nécessite d’avoir une capacité de transport plus grande. Au moment zéro de la libéralisation, la structure des réseaux de transport reflétait la structure verticalement intégrée de l’industrie. Il est logique qu’après libéralisation, nous ayons besoin d’une nouvelle structure, d’une adaptation de la structure et de la topologie des capacités des réseaux. On s’attendait à des changements de la longueur des lignes de transport d’électricité partout en Europe et, surtout, à certaines frontières en raison du différentiel de prix. Avec quelques collègues, nous avons publié des statistiques. Quinze ans après la libéralisation, nous relevons que rien ne s’est passé, voire, dans certains pays, que la longueur des lignes 4,5 kilovolts est inférieure à ce qu’elle était au moment de la libéralisation. Le mécanisme de rationalisation et d’adaptation de l’infrastructure aux nouveaux objectifs politiques et économiques n’a pas été appliqué. Les gestionnaires de réseaux ont résisté et les régulateurs, dans la plupart des pays, n’ont pas su donner l’impulsion nécessaire.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Sur la base de l’ensemble des connaissances dont vous disposez, quels sont, à votre avis, les prix des principales EnR – éolien, solaire – qui pourraient être atteints durant des périodes courtes et selon quel pourcentage de variabilité ? Si le photovoltaïque est à 36 euros et que l’on y ajoute des coûts de réseaux, on pourrait estimer le surcoût à 5 ou à 10 % de 36 euros. Êtes-vous en mesure de donner un prix prévisible ? La commission d’enquête se demande si miser sur les EnR est un choix politique avisé, mais aussi s’il s’agit d’un choix économiquement judicieux.

M. Jorge Vasconcelos. J’ai été régulateur pendant dix ans et je n’ai jamais essayé de faire de prévisions car je savais qu’elles seraient aisément démenties par le marché. Laissons donc la concurrence et les marchés fonctionner, bien sûr, dans un cadre législatif et réglementaire précis qui définit les coûts des différentes technologies. Cela ne peut se faire non plus au niveau national, parce que les entreprises de production des différentes technologies sont des multinationales européennes, chinoises, américaines. Nous parlons ici d’un marché d’équipement et d’un marché financier globaux. L’évolution des coûts des différentes technologies dépend en premier lieu de l’évolution des marchés mondiaux. Je n’ai personnellement pas la compétence pour vous livrer une réponse. Du reste, les experts de l’industrie et du pétrole à Vienne ou ici, à Paris, comparent les prévisions du prix du pétrole à la réalité ; on comprend vite qu’il faut se méfier de ces prévisions. Je ne répondrai donc pas à cette question sous cet angle.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Je vais vous pousser dans vos retranchements ! Si vous étiez à la place du législateur et si vous deviez faire des choix d’investissement, les feriez-vous dans les EnR parce que vous les considéreriez comme durables et parce que vous estimeriez qu’il s’agit là d’un investissement suffisamment sûr pour y placer votre argent et celui des citoyens ou cela vous paraîtrait-il trop risqué ?

M. Jorge Vasconcelos. S’agissant du solaire, je pense qu’il y a un malentendu quand vous ajoutez des coûts de réseaux aux 36 euros/MWh parce que la mise aux enchères porte sur des capacités disponibles. Si quelqu’un veut bâtir une centrale photovoltaïque, il doit payer en totalité les coûts de raccordement et de renforcement du réseau s’ils n’existent pas. En l’occurrence, on n’ajoute rien du point de vue de l’investissement, c’est un coût d’investissement sec. On trouve par ailleurs les coûts d’opération du système. À cet égard, je le répète, on ne peut vous livrer une réponse fiable si on ne considère pas le système intégré interconnecté.

Que ferais-je si j’étais décideur ? J’en discuterai avec la société, avec tous les citoyens. C’est un choix politique. La réponse obtenue en France est différente de celle obtenue en Allemagne, au Danemark, en Espagne ou au Portugal. Ce sont des choix légitimes, démocratiques. Nul besoin d’imposer un mix énergétique européen à tout le monde. On peut très bien vivre avec la diversité totale des moyens de production, mais puisque nous travaillons sur un réseau physiquement interconnecté, il est essentiel d’assurer que cette diversité de choix démocratiques des différentes sociétés garantit un fonctionnement fiable du système physique et un fonctionnement efficace du marché intégré. C’est dans le sens de cette nouvelle gouvernance que nous devons travailler, non en imposant des restrictions aux États membres qui veulent utiliser de nouvelles technologies.

M. le président Julien Aubert. Merci beaucoup.

Puisque vous aimez les faits, je vous livre deux chiffres : en France, le coût des éoliennes en mer est de 150 euros le MWh avec une renégociation qui a notamment inclus la prise charge par Réseau de transport d’électricité d’une partie des coûts de raccordement au réseau qui ont donc disparu du coût de production et sont apparus sur la facture. Six mois plus tard, le coût du MWh de l’éolien en mer était de 50 euros. Questionnons-nous sur la transparence ! Tout cela à six mois d’intervalle, ce qui ne laisse pas de nous interroger sur la réalité des coûts de production.

L’audition s’achève à quinze heures quarante.

*

43. Audition, ouverte à la presse, de Mme Carole Mathieu, responsable des Politiques européennes de l’énergie et du climat, Centre énergie, à l’Institut français des relations internationales (IFRI) ; et M. Jan Horst Keppler, économiste principal à l’Agence pour l’énergie nucléaire (AEN) de l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE) (25 juillet 2019)

L’audition débute à quinze heures quarante.

M. le président Julien Aubert. Nous recevons Mme Carole Mathieu et M. Jan Horst Keppler pour une audition conjointe sur les enjeux internationaux de la transition énergétique.

Madame, vous êtes responsable des politiques européennes de l’énergie et du climat au sein du Centre énergie de l’Institut français des relations internationales (IFRI). Vos axes de recherche portent sur les politiques de lutte contre le changement climatique et la transformation des systèmes énergétiques, notamment dans le cadre européen. Vous avez ainsi été chargée de mission au sein de la Commission de régulation de l’énergie, de 2010 à 2014. Vos travaux ont notamment porté sur l’harmonisation des règles de fonctionnement des réseaux et des marchés du gaz naturel en Europe, et les questions de sécurité d’approvisionnement énergétique de l’Union européenne. Vous êtes l’auteure, avec votre collègue M. Marc-Antoine Eyl-Mazzega, d’un rapport sur la dimension stratégique de la transition énergétique. Vous en profiterez pour nous dire l’état d’avancement de la transition bas carbone européenne et les différences d’approches entre les États membres, notamment les enjeux du positionnement de la chaîne de valeur dans les technologies bas carbone, et les conséquences en termes de politique industrielle,

M. le professeur Jan Horst Keppler, vous êtes économiste senior au sein de l’Agence pour l’énergie nucléaire (AEN) de l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE), Professeur d’économie à l’université Paris-Dauphine. Vous dirigez la chaire des marchés européens d’électricité ainsi que le Master énergie, finances et carbone, avec des axes de recherche qui portent sur le secteur de la concurrence dans les technologies à bas carbone, tels que le nucléaire ou les énergies renouvelables (EnR). L’AEN a publié un rapport en mai dernier – « Le pouvoir de l’énergie nucléaire au sein du système d’énergie propre » –, dans lequel sont mis en évidence les risques pour la stabilité et la sécurité des réseaux liés à la part croissante des énergies renouvelables dans la production d’énergie électrique. Quelles sont les conclusions de ce rapport ?

Je vous vais vous donner la parole pour un exposé liminaire.

L’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires impose aux personnes auditionnées par une Commission d’enquête de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Je vous invite donc, Madame et Monsieur, à lever la main droite et à dire « je le jure ».

(Mme Carole Mathieu et M. Jan Horst Keppler, prêtent serment.)

M. Jan Horst Keppler. Vous avez mentionné un rapport de l’OCDE sur de la stabilité des réseaux, datant de l’an dernier. Je ne connais pas ce rapport. En revanche, nous avons publié cette année un rapport intitulé « Les coûts de la décarbonisation » et portant sur les coûts de système avec des proportions différentes de nucléaire et d’EnR. Je vous parlerai donc des coûts et non de la stabilité du système.

Ce travail fait partie d’une réflexion entamée depuis plusieurs années au sein de notre agence. Nous étions parmi les premiers à nous y intéresser et, aujourd’hui, nous sommes en contact avec des chercheurs en Amérique, en Europe et ailleurs. Toutes ces considérations sur les coûts de système sont un domaine bien établi. Il est très important de bien appréhender les coûts de système des différentes technologies, notamment des énergies renouvelables variables. La variabilité des EnR a introduit des surcoûts, en plus des coûts habituels que nous avons pour habitude d’appeler les LCOE, pour Levelized cost of energy, qui sont les coûts moyens actualisés au niveau de la centrale. Vous êtes familiers avec la notion des coûts externes, comme le changement climatique, les coûts sociaux, et autres. Ce n’est pas de cela qu’on parle, mais bien des coûts en euros et en centimes qui sont générés dans le système électrique par la variabilité de certaines technologies. Il faut prendre en compte ces coups de système en sus des LCOE, des coûts moyens actualisés.

Nous publions nos études (« Projected Costs of Generating Electricity ») tous les cinq ans, avec l’Agence internationale de l’énergie (AIE) : je le précise car, souvent, l’Agence pour l’énergie nucléaire est soupçonnée de trafiquer un peu les chiffres. Ce sont donc là des chiffres communs, et qui – pour les EnR – sont fournis par la Division des renouvelables de l’AIE. La dernière étude, une référence mondiale, date de 2015 : pour les LCOE, le charbon, le gaz et le nucléaire étaient toujours moins chers que les renouvelables. Depuis quatre ans, les coûts des renouvelables ont fortement diminué et ces chiffres ne seraient plus les mêmes. Mais ils sont néanmoins sous-jacents à notre étude. Il est indispensable de toujours associer les LCOE et les coûts de système. Ce sont deux composantes importantes de notre étude.

Celle-ci se place dans le cadre de l’Accord de Paris. C’est-à-dire qu’il s’agit de parvenir à un système énergétique qui limite l’augmentation de la température moyenne mondiale à 2 °C. Cela correspond à 450 PPM (partie par million) de CO2 ou équivalent dans l’atmosphère. Et cela signifie qu’on doit réduire les émissions annuelles de CO2 de 43 % au niveau mondial ou de 60 % au niveau de l’OCDE, et, pour le secteur électrique de l’OCDE, les réduire de 85 %. Nous avons comparé différents systèmes émettant tous 50 grammes de CO2 par kW/h, donc correspondant aux ambitions de l’Accord de Paris. Ces systèmes comportent différentes parts de nucléaire et d’EnR : soit entièrement nucléaire ; soit nucléaire avec un peu de renouvelable ; soit beaucoup de renouvelable et un peu de nucléaire ; et même uniquement du renouvelable.

Avant d’en venir aux résultats de ces différents scénarios, je rappelle que la France a le système électrique le plus sobre en carbone de tous les pays de l’OCDE, avec 60 à 70 gr de CO2 par kW/h : la différence avec les 50 gr souhaités n’est pas très grande. Je précise également, en réponse à ceux qui prétendent qu’il n’y a pas encore aujourd’hui de méthodologie bien arrêtée pour mesurer les coûts de système, qu’elle est cependant en train d’émerger. De plus en plus d’experts sont désormais d’accord sur ce qu’il est nécessaire de faire figurer dans les coûts du système électrique.

D’abord, évidemment le surcoût pour l’extension et le renforcement du réseau. On le sait, les renouvelables sont davantage distribués, ils sont parfois loin des centres de consommation : on a besoin de réseaux plus forts, plus finement maillés. Deuxième point : les coûts de raccordement. Pour l’offshore, par exemple, cela peut représenter des coûts importants. Troisième point : le coût de balancing ou d’équilibrage. La production d’énergie renouvelable n’est pas prévisible avec certitude : un nuage peut passer devant le soleil. On a donc besoin de capacités de production programmable qui tournent à la moitié de leurs capacités, afin d’être capables de monter très rapidement leur charge pour palier un manque de production subit en EnR. Mais les coûts de système les plus importants, et de loin, des renouvelables variables sont les coûts des profils ou de back-up : ceux dont nous avons besoin pour des capacités programmables qui sont indispensables en complément des EnR. L’exemple le plus banal, c’est celui du photovoltaïque : la nuit, le soleil ne produit rien, et il est indispensable d’avoir, en complément, des capacités d’énergie programmables. Le problème est que ces capacités programmables tourneront à des taux de charge moins élevés qu’en l’absence des EnR. Cette réduction du taux de charge des énergies programmables se traduit par une augmentation du coût moyen et du coût total des systèmes. Ce n’est pas un raisonnement de défenseur de l’ancien, du nucléaire, des énergies programmables : c’est un effet aujourd’hui reconnu même par les défenseurs des énergies renouvelables variables. Cela se traduit, certes, dans le contexte du marché de l’électricité, par une baisse du prix de revient des renouvelables. Prenons le solaire : en France, cette technique produit en moyenne de l’électricité entre 10 heures du matin et 14 heures. Toute la production d’origine solaire est concentrée dans ces heures-là, au cours desquelles vous avez effectivement une baisse des prix de revient de l’électricité. C’est la même chose pour le vent. Mais le revers de la médaille, c’est que cette baisse entraîne une augmentation des coûts de système, car pendant les autres heures, on a impérativement besoin de capacités supplémentaires.

Revenons à la comparaison des différents scénarios avec une émission de 50 gr de CO2. Nous avons testé un mix avec différentes parts de renouvelables (éolien, onshore et photovoltaïque), en collaboration avec un groupe de modélisateurs du MIT (Massachusetts Institute of Technology) aux États-Unis. Si ce mix comporte 10 % de renouvelables, il ne se passe pas grand-chose. On peut dire que cela correspond à peu près à l’état actuel de la France : la courbe est tout à fait comparable, mais un peu moins haute. Si vous incluez 30 % de renouvelables, c’est-à-dire ce qui se passe en Allemagne et d’autres pays européens, la courbe de charge est beaucoup plus déstructurée et vous commencez à avoir des heures avec des prix nuls ou négatifs. Et si vous êtes à 75 % de renouvelables, votre courbe de charge pour les programmables est en mode « écrêtement » : vous arrêtez vos renouvelables au moins un tiers du temps, faute d’un stockage bon marché. Première observation : les capacités de production, quelles qu’elles soient, vont fortement augmenter : si vous voulez du photovoltaïque à 20 % plutôt que des centrales nucléaires à 80 %, vous avez besoin de plus capacités. Et les coûts de système s’en ressentent : plus vous augmentez la part des renouvelables dans le mix, et plus cela devient cher par rapport au système de base. Le surcoût par MWh d’énergie renouvelable produite est estimé par notre étude comme pouvant monter jusqu’à 50 dollars. Pour faire un calcul économique correct, il faut donc ajouter ce surcoût aux coûts des renouvelables.

La volatilité des prix va fortement augmenter : dans un système avec 75 % de renouvelables, on aboutit à près de 4 000 heures – soit un peu plus de 40 % du temps – à des prix nuls : 0 euro. Et comme on ne peut pas occulter les contraintes de profitabilité, on aurait d’autres heures avec des prix beaucoup plus élevés. En moyenne, donc, des prix beaucoup plus volatils, avec un coût du capital plus élevé. Nous n’avons pas modélisé cet effet, mais tout le monde est d’accord pour considérer que la volatilité va augmenter, tout comme le coût du capital et les risques.

J’ai évoqué la baisse du coût de la construction des renouvelables. C’est un effet réel sur le marché, malheureux et très contraignant pour les entrepreneurs du secteur. Il est plus fort pour le soleil que pour le vent. Enfin, imaginons un système où les renouvelables sont moins chers que le nucléaire pour les LCOE : ce n’est pas encore tout à fait la situation, mais on va y arriver. Les renouvelables entrent donc sur le marché, sur leurs propres mérites. Mais quand ils entrent au même niveau, leurs coûts de système augmentent. Donc, à un certain niveau, le nucléaire sera à nouveau moins cher : un peu plus cher en termes de LCOE, certes, mais beaucoup moins en termes de coûts de système. Et on aurait une sorte d’équilibre least-cost, à moindre coût, entre renouvelables et nucléaire. C’est la vision que nous préconisons à l’OCDE : des systèmes least-cost avec des renouvelables et du nucléaire.

Mme Carole Mathieu. Je vous remercie de l’occasion qui m’est donnée de présenter les travaux du Centre énergie de l’IFRI, autour de la dimension stratégique, géopolitique, de la transition énergétique. Pour plusieurs raisons, 2019 fait figure d’année charnière pour la politique climatique de l’Union européenne. D’abord, l’Union est en bonne position pour atteindre les objectifs énergie-climat adoptés en 2009 pour l’horizon 2020 : les émissions de gaz à effet de serre ont été réduites de 22 % entre 1990 et 2017 ; les énergies renouvelables sont en forte croissance, et représentent 17,5 % du mix énergétique européen en 2017. À noter toutefois que ce déploiement concerne prioritairement le secteur électrique, où les EnR représentent un tiers de la production, bien moins les autres secteurs comme le transport ou la production de chaleur. De plus, on relève de fortes disparités entre États membres : onze ont déjà rempli leurs objectifs pour 2020, sept autres, dont la France, ne sont pas sur une trajectoire cohérente avec leurs cibles.

La vigilance reste de mise pour la maîtrise des consommations énergétiques : après une baisse graduelle entre 2007 et 2014, la consommation énergétique est repartie à la hausse ces dernières années, avec en cause le regain de croissance économique, la relative faiblesse des prix du pétrole et un dynamisme sectoriel en particulier dans le transport. Il faudra parvenir à inverser la trajectoire pour respecter la cible de 2020 : consommation d’énergie primaire de 1 483 Mtoe (millions de tonnes équivalent pétrole), en 2020, contre 1 561 en 2017. Le bilan est donc honorable : en Europe, un palier a été franchi.

Mais les efforts se sont concentrés d’abord sur le secteur électrique ; le potentiel d’efficacité énergétique n’est pas pleinement exploité alors que cela devrait être la première des priorités ; des marges de flexibilité ont été préservées : allocation de quotas gratuits pour la grande industrie et le transport aérien dans le cadre de notre marché carbone, tandis que treize États, considérés comme les moins riches, restent autorisés à augmenter leurs émissions par rapport au niveau de 2005.

Nous sommes à un moment charnière car il faut désormais décider à l’échelle de l’UE de la trajectoire de décarbonation vers 2050 et du renforcement des objectifs pour 2030. Il est désormais probable de parvenir à un accord européen sur un objectif de neutralité carbone pour 2050. Reste aujourd’hui une minorité de blocage de quatre États membres avec à sa tête la Pologne, dont l’opposition pourrait néanmoins être levée si ces pays obtiennent satisfaction sur les aides financières associées. Mais un tel objectif implique de changer l’échelle horizontale – élargir, englober l’ensemble des domaines d’activité – et verticale – aller plus loin dans les domaines déjà identifiés – de la transition.

Plus concrètement, les scénarios établis par les services de la Commission à l’automne 2018 donnent de premières indications sur les changements à mettre en œuvre. Tous ces scénarios tablent sur une baisse de la consommation d’énergie primaire de 35 à 50 % par rapport au niveau de 2005. Il ne s’agit pas seulement de maîtriser notre consommation mais de la réduire drastiquement par des mesures d’efficacité et de sobriété énergétiques. Tous les secteurs, y compris le transport, l’industrie et l’agriculture doivent se réinventer pour intégrer la contrainte carbone dans leurs modèles d’activité. Des émissions résiduelles doivent être envisagées pour l’agriculture et une partie de l’industrie et, en conséquence, il faudra aussi développer les puits de carbone, la gestion des forêts et le recours à certaines technologies comme le CCS-CCUS (Carbon capture and storage/Carbon capture, utilization, and storage), le captage et le stockage du CO2, peu soutenues jusqu’ici.

Les énergies fossiles, qui représentent encore plus de 70 % du mix énergétique européen, doivent s’effacer et assurer moins de 10 % de l’approvisionnement de l’UE en 2050. Cela suppose de fermer l’ensemble des centrales électriques au charbon, qui représentent encore 40 % de la production d’électricité en Allemagne, 80 % en Pologne. Cela signifie aussi que le gaz n’a pas sa place dans un scénario de décarbonation profonde, sauf à envisager les gaz verts. Il faut, enfin, qu’il n’y ait plus de véhicules thermiques en circulation à ce même horizon.

À l’inverse, certaines technologies deviennent indispensables : les énergies renouvelables, bien sûr, dont le coût de déploiement a fortement baissé, mais aussi le nucléaire pour lequel les services de la Commission tablent sur un socle stable de 14 à 17 % du mix énergétique (contre 14 % actuellement). Or, à l’image du contexte français, la capacité nucléaire européenne a une moyenne d’âge élevée. Et, même si une partie pourra être prolongée au-delà de la durée d’exploitation envisagée initialement, la question du renouvellement de ces infrastructures se pose très sérieusement, sachant que quatre réacteurs seulement sont actuellement en construction (en Finlande, France, Slovaquie et au Royaume-Uni) et qu’un certain nombre de pays comme l’Allemagne et la Belgique sont engagés dans des plans de sortie complète, à l’horizon 2022-2025.

La neutralité carbone en 2050 comporte des défis immenses : ils peuvent être relevés à condition de prendre les bonnes mesures aux échelles nationale, régionale et européenne. À ce titre, il faut évidemment travailler sur l’acceptabilité, fortement liée à l’enjeu de la cohésion sociale et territoriale. On observe par exemple qu’en Allemagne, les principaux freins au développement des énergies renouvelables ne sont pas tant leur coût pour la collectivité – 25 milliards d’euros par an –, ni la facture pour les particuliers – trois fois plus élevée qu’en France –, mais la difficulté à implanter de nouvelles installations et plus encore d’opérer les renforcements du réseau : 7 500 km de lignes à haute tension doivent être construits d’ici 2025, en particulier sur l’axe nord-sud particulièrement congestionné.

Un autre impératif est d’accroître la capacité d’expérimentation des États, des territoires et des villes pour permettre aux différentes technologies et solutions bas carbone – énergies renouvelables non matures, éolien flottant, hydrogène, technologies vehicle-to-grid qui permettraient d’utiliser les batteries de nos véhicules électriques pour les besoins de flexibilité du réseau, etc. – de démontrer leur efficacité technique et économique, cela dans une vision systémique où les différents secteurs – électrique, chaleur et froid, industriels, transports – fonctionnent de manière intégrée, et non plus comme aujourd’hui en silo. Une large gamme d’options est sur la table mais le défi est celui de la cohérence des choix à l’échelle du système et pas seulement à celle du système énergétique. À ce stade, aucun modèle ne fait l’unanimité.

Il y a enfin un besoin pressant de penser le volet externe de la stratégie climatique européenne. La transition bas carbone dans le monde est inégale et trop lente : l’UE doit être un leader exigeant et contraignant de la lutte contre le changement climatique. L’Union européenne représente un peu moins d’un quart des émissions historiques de gaz à effet de serre, mais 10 % seulement des émissions mondiales en 2018. Agir radicalement sur son territoire, mais de façon isolée, serait d’une part inefficace du point de vue de la lutte contre le réchauffement climatique, mais aussi contraire à ses intérêts économiques puisque les partenaires commerciaux de l’UE tireraient un avantage compétitif de l’absence de contrainte réglementaire. Au niveau international, une étape majeure a évidemment été franchie avec l’Accord de Paris sur le climat : malgré l’annonce du retrait américain, les dernières COP (Conference of Parties) ont permis d’avancer, de définir des règles opérationnelles, sur la transparence notamment, si bien que l’Accord de Paris pourra être formellement appliqué à compter de 2020. Mais mise en œuvre formelle n’est pas synonyme de mise en œuvre effective : si les contributions nationales remises en 2015 sont pleinement remplies, elles nous placent sur une trajectoire de réchauffement de 3,5 °C, bien au-delà des 2 °C voire 1,5 °C cités dans les objectifs de l’accord de Paris. Et les émissions de CO2 liées à la combustion des énergies fossiles ont encore augmenté de 1,7 % en 2018.

Aux États-Unis, la substitution du charbon par le gaz se poursuit, les avantages fiscaux pour les EnR n’ont pas été levés par le Congrès et les États les plus allants comme la Californie poursuivent leurs efforts. Mais la dynamique fédérale s’est perdue, le Président Trump cherchant à détricoter l’héritage environnemental de son prédécesseur. Il n’y a pas eu d’autres décisions formelles de retrait, ailleurs dans le monde, mais le revirement des États-Unis invite au relâchement des efforts. En Chine, les signaux sont ambigus : le soutien à l’accord de Paris est très clair et continu. La Chine est championne mondiale de l’investissement dans les EnR, l’efficacité énergétique et la mobilité propre. Un marché carbone a été introduit fin 2017, mais d’importantes capacités électriques au charbon sont encore en construction ou envisagées. En outre, la stratégie des nouvelles routes de la soie n’a pas pour priorité le climat. Ces exemples montrent que la transition bas carbone au niveau mondial est fermement enclenchée, mais qu’elle se déploie timidement, de façon inégale et à un rythme trop lent par rapport à l’urgence climatique.

Il faut donc que l’Union européenne renforce sa capacité d’entraînement. Cela passe par l’exemplarité : l’UE doit adopter une stratégie de décarbonation à long terme mais aussi revoir à la hausse son engagement pour 2030, pour pouvoir légitimement exiger des efforts supplémentaires de la part de ses partenaires. Elle peut ensuite mettre sa puissance commerciale au service de la diplomatie climatique. Enfin, il faut reconnaître que les technologies bas carbone et numériques exacerbent la compétition internationale autour du contrôle des chaînes de valeur et des marchés. Cette compétition peut être vertueuse, si elle entraîne des baisses de coûts : si le coût des modules photovoltaïques a pu être réduit de 80 % depuis 2009, c’est en grande partie grâce à l’effort industriel de la Chine. Mais la dépendance technologique est le revers de la médaille : si les chaînes de valeur sont dominées par un nombre restreint d’acteurs et de pays, et que la transition bas carbone ne se traduit pas par la création d’emplois et de valeur ajoutée locale, mais seulement par une hausse des importations, alors ce processus pourrait être jugé contraire aux intérêts économiques nationaux, donc rejeté en bloc. Ces préoccupations sont notamment très fortes en Europe en ce qui concerne le déploiement de la mobilité électrique, sachant que l’Asie, et la Chine en particulier, ont pris une longueur d’avance. Les véhicules à énergies nouvelles sont une des grandes priorités de la stratégie Made in China 2025. La détermination de la Chine se traduit par une approche intégrée qui couvre tous les maillons de la chaîne, depuis l’extraction et la transformation des métaux critiques jusqu’au recyclage en passant par la fabrication des cellules et des packs de batteries. La stratégie chinoise associe soutien à la demande et à l’innovation, facilité d’accès au financement qui permet l’investissement dans des projets hautement capitalistiques, et coordination systématique de l’ensemble de la chaîne de valeur. Cela appelle une réaction de l’Union Européenne, longtemps centrée sur la défense des intérêts du consommateur, parfois au mépris des logiques industrielles. La prise de conscience progresse : dix chaînes de valeur stratégiques ont déjà été identifiées, l’Alliance européenne des batteries vise précisément à créer un cadre propice à l’investissement. La question est de savoir si ces initiatives auront une envergure suffisante et seront déployées de façon suffisamment rapide, sachant que l’on attend un boom de la demande européenne de véhicules électriques à l’horizon 2022-2025.

Je conclurai en disant que la transition bas carbone est impérative et qu’elle doit accélérer à tous les niveaux, mais qu’il faut pour cela un travail d’anticipation. Une fois la cible de long terme établie, il faut en cerner les implications de moyen et court termes, identifier les opportunités et maîtriser les risques.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Vous avez dit, monsieur Keppler, que le coût d’adaptation du réseau aux EnR est considérable. Or, notre interlocuteur précédent, M. Jorge Vasconcelos, nous a expliqué qu’indépendamment des EnR, des investissements devaient être réalisés pour consolider le réseau. Les coûts que vous mentionnez sont-ils indépendants de cette nécessité ou sont-ils complémentaires et peuvent-ils être mutualisés ?

M. Jan Horst Keppler, Nous sommes dans un système énergétique qui évolue fortement. Selon moi, il est indubitable que la plus grande partie des investissements nécessaires dans les infrastructures de transport et de distribution est due aux énergies renouvelables. J’insiste sur ce point : la flexibilité. Vous avez par exemple des gens qui produisent pour leur propre consommation, grâce à des panneaux solaires sur leur toit. Par moments, ils produisent beaucoup de Kwh qu’ils veulent vite dégager, mais à d’autres, le soir par exemple, ils se connectent sur le réseau pour leur consommation. Cette variabilité mène à des pointes, qui sont plus difficiles à gérer pour le réseau. Vous avez donc besoin d’un réseau plus solide. Je ne veux pas accabler les EnR. C’est une question d’attribution des coûts, ce sont des choix sociétaux, Je pense que M. Vasconcelos a raison quand il dit que nous sommes dans une logique de mutualisation au niveau européen, d’investissements dans des infrastructures qui se feraient dans tous les cas, parce qu’on aimerait bien que cela devienne un vrai marché homogène intégré. Vous avez des phénomènes de flexibilisation de type effacement, qui se valorisent mieux si vous avez un meilleur réseau, mais je ne crois pas que ce sont des phénomènes aussi lourds que ceux liés aux renouvelables. Il y a certes quelques phénomènes annexes qui poussent à des investissements dans les réseaux, mais un réseau avec des renouvelables aura toujours besoin d’être plus solide, plus finement maillé qu’un réseau qui n’en comporte pas.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. En France, le problème des pics n’est pas lié à une période d’arrêt de production des EnR, mais aux pointes, notamment hivernales. La flexibilité du réseau pour gérer cette pointe-là et la décarboner est-elle selon vous partiellement ou complètement compensée par les investissements en cours sur ce réseau pour gérer les renouvelables ? Est-ce que les investissements réalisés pour gérer les EnR permettent ou permettront de gérer cela ?

M. Jan Horst Keppler. Il faut faire distinguer réseaux de transport et de distribution. Effectivement, dans les réseaux de transport, en ce qui concerne les grandes lignes – je crois que c’est 60 000 kHz – la France a un bon réseau, très bien dimensionné : il n’y aura pas besoin d’investissements très lourds. La situation est complément différente en Allemagne, avec cette problématique nord-sud. Mais ce que j’entends des gestionnaires de réseaux de distribution, notamment d’Enedis, c’est qu’ils ont besoin d’investir davantage pour pouvoir gérer au niveau local ces pointes et ces effets de rebond. Et cela, c’est différent de la gestion de la pointe hivernale où il y a certes des grandes masses d’électricité en jeu, mais distribuée de manière assez homogène à travers tout le territoire, parce qu’à peu près toute la France consomme plus pendant les heures des soirées en hiver. Le besoin d’investissement, c’est vraiment au niveau local, parce qu’il y a des pointes locales.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Aujourd’hui les charges de raccordement au réseau sont payées par les installateurs d’EnR. Qu’est-ce qui empêche de leur faire prendre en charge le potentiel surcoût qu’ils peuvent représenter pour le réseau ?

M. Jan Horst Keppler. C’est une des mesures que nous préconisons : allouer les surcoûts aux technologies qui les créent. À l’Agence pour l’énergie nucléaire de l’OCDE : c’est notre solution. Mais je connais les contre-arguments des soutiens aux renouvelables. Ils disent que ces surcoûts – pas tant ceux liés au réseau, mais ceux pour la flexibilité, le balancing et les profils –, ne sont pas liés à la variabilité des renouvelables, mais à l’inflexibilité du système résiduel. On entre alors dans une question politique de distribution des coûts. Il y aura des surcoûts, tout le monde – pro-renouvelables, pro-nucléaires – est d’accord, en raison de la variabilité. Il est vrai que si on avait aujourd’hui un système fonctionnant avec 60 % d’hydroélectricité complètement variable, la variabilité des nouveaux renouvelables jouerait beaucoup moins. Il est vrai que la nature du système dans lequel doit s’insérer la production renouvelable est importante pour déterminer les coûts des investissements. C’est la flexibilité du système à répondre à la variabilité des renouvelables qui est en question. Par exemple, face à une pointe de production des renouvelables, vous pouvez avoir une certaine flexibilité avec des batteries de stockage, qui sont précisément un formidable moyen de flexibilité, ou avec l’effacement : la production variable baisse mais, en face, consommateurs, industriels ou ménages consomment moins, à ce moment-là. C’est cette flexibilité du système résiduel qui peut amortir, absorber jusqu’à un certain point la variabilité des renouvelables. Il y a là un vrai débat sociétal et politique à avoir : à qui allouer les coûts ? Nous pensons qu’ils sont dus à la variabilité des renouvelables et que c’est à eux de les supporter.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Diriez-vous qu’au stade actuel, l’inflexibilité du système existant entraîne des coûts CO2, dans le sens où la production traditionnelle est mobilisée à l’année sur les pointes de production ? Peut-on considérer que l’inflexibilité a un coût carbone ?

M. Jan Horst Keppler. Le problème se pose de façon légèrement différente. Le nucléaire étant très capitalistique, vous cherchez à l’utiliser au maximum tout au long de l’année. Et si vous tournez à 100 %, vous ne pouvez pas passer à 110 %, au moment où vous en auriez besoin. On installe plutôt des centrales à gaz, des turbines à gaz, qui commencent à produire au moment où la production variable baisse. C’est plutôt un surcoût dû aux renouvelables, en termes de CO2. Car vous substituez au nucléaire un mélange de renouvelables variables et de gaz : au final, vous avez plus de production de CO2.

M. le président Julien Aubert. Vous travaillez à l’Agence pour l’énergie nucléaire et on peut raisonnablement penser que vous défendez le nucléaire. Or vous réalisez une étude qui démontre que les énergies renouvelables – si on prend en compte le coût total – reviennent plus cher notamment que le nucléaire… Quel mécanisme interne à l’OCDE garanti que votre étude n’est pas en réalité marquée par un lobbying en faveur de l’industrie nucléaire ?

M. Jan Horst Keppler. Je tiens beaucoup à l’une des parties de notre rapport, qui compare des systèmes à bas coût : y figurent des renouvelables et du nucléaire. Nous ne nous inscrivons pas du tout dans une logique « tout nucléaire ». Nous sommes supervisés par tous nos pays membres dans l’élaboration de ces études ; nous faisons partie de l’OCDE ; nous menons des travaux avec nos collègues de l’Agence internationale de l’énergie ; il y a donc des garde-fous. Je ne présente pas ici un brûlot pro-nucléaire. Si vous souhaitez épingler notre étude, faites-le sur les hypothèses des coûts. Vous pouvez dire, à la limite, que les coûts des renouvelables sont plus bas que nous ne le supposons dans nos scénarios. Oui, on pourrait estimer des coûts différents, mais nous avons des hypothèses très conservatrices. Nous n’avons pas compté l’augmentation du coût du capital suite à la volatilité des prix, ni dans tel ou tel système, les coûts techniques. Je présente souvent cette étude : j’étais lundi à Berlin, au ministère de l’économie. Le public est généralement plutôt intéressé et ouvert.

M. le président Julien Aubert. Lors de l’audition précédente, M. Vasconcelos a dit que, les études étant très compartimentées, on ne pouvait pas obtenir de résultat avec le coût complet, que les chiffres variaient en fonction de leurs auteurs. Quels arguments avez-vous à livrer pour justifier les résultats de votre étude ?

M. Jan Horst Keppler. Je vais être très violent : M. Vasconcelos vient d’une autre génération ! Nous venons de préparer la nouvelle étude 2020 Projected Costs of Generating Electricity avec l’Agence internationale de l’énergie, qui n’a rien de pro-nucléaire. Et nous allons y inclure un volet « coûts de système ». M. Vasconcelos a raison sur un point : il n’existe par une méthodologie toute faite, applicable immédiatement. Mais c’est en train d’émerger. Nous avons organisé un séminaire avec des experts, notamment allemands, vraiment très pointus et pro-renouvelables : l’existence des coûts de système n’est plus débattue.

M. le président Julien Aubert. La conclusion de votre étude donne la formule du bon mix comprenant des énergies renouvelables, n’est-ce pas ?

M. Jan Horst Keppler. Je me prononcerai de manière prudente. Cela dépend de quelques hypothèses de fonctionnement sous-jacentes, notamment sur les coûts. Nous sommes arrivés à un résultat, mais au terme d’études Green field où vous avez tous les coûts à assumer, à partir du premier instant où vous construisez votre centrale. Ce n’est pas du tout le cas de la France : vous avez 70 GW de nucléaire. S’il faut instaurer aujourd’hui un nouveau système, alors que vous ne possédez pas des centrales qui fonctionnent très bien mais dont on peut prolonger la vie, et que vous avez donc une électricité bas carbone à bas coût, pour faire simple, je dirais que le bon mix est composé de trois tiers : un tiers nucléaire, un tiers renouvelables, un tiers gaz, et vous avez un système qui tient la route.

M. le président Julien Aubert. C’est un raisonnement économique. Et si vous deviez conseiller le gouvernement français sur le pourcentage d’EnR qu’il serait logique de développer dans un système assez rigide à 75 % de nucléaire ?

M. Jan Horst Keppler. Je trouve le système actuel de la France très performant. Je peux comprendre que, pour des raisons politiques, il existe une demande sociale pour plus de renouvelable. Mais d’un point de vue économique, je n’en vois pas la nécessité.

Mme Marjolaine Meynier-Millefert, rapporteure. Se pose la question de la durée de vie du parc nucléaire existant et de son renouvellement. Il est possible de prolonger le plus longtemps possible la durée de vie des centrales, mais à un moment, il faudra reconstruire à neuf, si l’on réactive le nucléaire. Ne pensez-vous pas qu’il faille s’engager dès maintenant dans la direction d’un mix plus équilibré aux pourcentages un tiers-un tiers-un tiers, sans toutefois bien sûr arrêter pour cela du jour au lendemain ce qui marche ?

M. Jan Horst Keppler. Il faut savoir qu’avec un tiers-un tiers-un tiers, vous aurez beaucoup plus d’émission de CO2 en France qu’aujourd’hui. L’Allemagne est encore aujourd’hui à 400 gr de CO2 par kW/h ; la France en est à 60 : sept fois moins ! Donc, il faut savoir ce que l’on veut. Je suis d’accord avec vous si l’on raisonne à très grande échelle : là, il faut préparer des choix. Mais dans ces choix, pourquoi faudrait-il forcément plus de 10 % de renouvelable dans le système ? Personnellement, je n’en vois pas la raison.

M. le président Julien Aubert. Mme Mathieu, vous abordez la transition énergétique sous l’angle économique mais aussi sous l’angle écologique. Vous avez expliqué que le gaz est à proscrire, sauf si c’est du biogaz. Mais deux éléments m’ont interpellé : sur le nucléaire, vous dites qu’au niveau européen, on en est aujourd’hui à 14 %, et que l’Europe table sur 14 à 17 %. Mais en fait, la plupart des pays font l’inverse : on construit actuellement en Europe quatre centrales nucléaires, pendant que les autres pays en déconstruisent. Faut-il en déduire que l’Europe, soit pour la gestion du système, soit pour atteindre les fameux objectifs de décarbonation, devrait plutôt nous encourager à ne pas déconstruire les centrales nucléaires ?

Mme Carole Mathieu. Il est très clair qu’à l’heure actuelle, le nucléaire français est une chance pour le système européen. Cela, il faut le dire.

M. le président Julien Aubert. Est-ce votre opinion ou est-ce une opinion largement partagée par les experts du climat ? Sur quoi vous basez-vous pour dire que c’est une évidence ?

Mme Carole Mathieu. Le nucléaire français aujourd’hui, c’est la moitié de la capacité de production en Europe, donc c’est la moitié de la question aussi, dans la perspective de boucler notre scénario neutralité carbone en 2050. On s’aperçoit qu’il y a une hypothèse dans ces scénarios : c’est que la capacité française se maintienne ou que d’autres pays se mettent à développer le nucléaire en compensation de notre effort de diversification.

M. le président Julien Aubert. On sait, depuis six ans maintenant, que la France veut passer de 75 à 50 % de nucléaire. L’Europe devrait plutôt étudier un scénario avec une perte de 2-3 %, et un taux global passant de 14 à 11 voire 10 %…

Mme Carole Mathieu. Il faut intégrer que, dans le même temps, certains pays, notamment à l’Est de l’Europe, ont l’intention de développer le nucléaire, en tout cas dans leur stratégie officielle. C’est le cas de la Pologne, mais plutôt pour la décennie 2030-2040. Mais ce ne sont pas des projets validés, et c’est un peu la question. On voit cette capacité nucléaire, mais en revanche, on ne voit pas en face de décision formelle d’investissement. Celle-ci dépend d’une discussion sur le coût, difficile à avoir à froid. Parce que cela dépend du nombre de réacteurs que vous construisez, du coût du capital, qui lui-même dépend de votre cadre de régulation… Aujourd’hui, si on reste dans une logique tout marché, ce coût du capital sera plus élevé. En revanche, si l’État, les États sont prêts à prendre des participations, vous aurez un coût du capital plus faible.

M. le président Julien Aubert. En caricaturant, je pourrais résumer : les Français baissent la part du nucléaire, en expliquant que c’est leur contribution à la transition écologique, et les Européens souhaiteraient plutôt la stabilité pour participer à la transition écologique.

Mme Carole Mathieu. Mais qui sont les Européens ? La question est aussi : de quoi se préoccupent les Européens ? Si on prend le contexte allemand, il y a une gradation des priorités, et la première des priorités n’a pas été jusqu’ici le climat. C’est une autre vision de l’écologie, de la transition environnementale.

M. le président Julien Aubert. Vous avez dit que l’agriculture va devoir se réinventer, dans le cadre de la stratégie bas carbone, objectif 2050. Concrètement, si on divise par six les émissions de CO2, qu’est-ce que cela signifie pour l’agriculture française ?

Mme Carole Mathieu. Notre message, c’est de dire qu’il y a des secteurs qui jusque-là n’ont pas été pris en considération dans la réflexion sur la transition climatique : l’élevage notamment, mais ça ne s’arrête pas là, cela vaut pour l’ensemble des cultures. En fait, c’est peut-être le secteur où l’on voit de façon la moins évidente de leviers de progrès. Il en existe certainement, mais on ne s’est pas encore suffisamment penché sur la question. Mais en tout cas, on sait qu’on ne parviendra pas à zéro.

M. le président Julien Aubert. Concrètement, dans une stratégie bas carbone avec une division par six des émissions de CO2, peut-on encore faire de l’élevage ?

Mme Carole Mathieu. On ne peut pas considérer cette question de façon isolée. Si vous décidez de développer les puits de carbone, que vous investissez dans la capture et le stockage du CO2… Cela existe, c’est technologiquement mature. Le seul problème est politique et commercial : êtes-vous prêt à en assumer le coût ? Avez-vous l’acceptabilité sociale suffisante pour pouvoir stocker ce CO2 alors que cela peut poser question ? Si vous êtes prêt à assumer ce coût, alors, oui, vous pouvez continuer à faire de l’élevage. Tout est une affaire d’arbitrage.

M. le président Julien Aubert. Selon vous, la solution technologique au captage du carbone existe : je ne pensais pas qu’elle était encore au point. Et nous ferions face à une alternative : soit nous continuons à émettre du CO2, et nous le mettons dans la terre, sous le sol, au terme d’un investissement technologique ; soit nous changeons de modèle de société et nous arrêtons de manger de la viande. C’est cela ?

Mme Carole Mathieu. Il faut probablement un peu des deux. Dix-huit installations de capture et stockage du CO2 sont en fonction dans le monde, mais elles sont concentrées dans deux pays seulement : les États-Unis et le Canada. En fait, il n’y a pas énormément de volonté de développer ces technologies, du coup le prix de la tonne de carbone n’aide pas. Mais s’il y avait une vraie volonté, ces projets-là pourraient émerger : il n’y a pas d’obstacles, pas plus que pour d’autres technologies renouvelables.

M. le président Julien Aubert. Madame, Monsieur, je vous remercie.

L’audition s’achève à seize heures quarante-cinq.

([1]) La composition de cette commission d’enquête figure au verso de la présente page.